PLANUL DE ADMINISTRARE AL CNTEE TRANSELECTRICA SA

Transcription

PLANUL DE ADMINISTRARE AL
CNTEE TRANSELECTRICA SA
Pentru Perioada 2013 – 2017
ELABORAT DE CONSILIUL DE SUPRAVEGHERE
PREŞEDINTE:
ION-TONI TEAU
MEMBRI:
OVIDIU-PETRIŞOR ARTOPOLESCU
RADU BUGICĂ
CIPRIAN-GHEORGHE DIACONU
CARMEN-GEORGETA NEAGU
ANDREI-MIHAI POGONARU
DĂNUŢ-LEONARD SANDU
Planul de Administrare al CNTEE Transelectrica SA (2013 – 2017)
Pagina | 0
Cuprins
CUPRINS ...................................................................................................................................................... 2
LISTĂ GRAFICE FOLOSITE........................................................................................................................ 3
LISTĂ TABELE FOLOSITE ......................................................................................................................... 4
INTRODUCERE ............................................................................................................................................ 6
SUMAR EXECUTIV ...................................................................................................................................... 8
PRINCIPII DIRECTOARE ........................................................................................................................... 13
1.1.
1.2.
1.3.
MISIUNE ................................................................................................................................... 13
VIZIUNE .................................................................................................................................... 13
RELAȚIA CU ACȚIONARII ȘI PĂRȚILE INTERESATE.......................................................................... 14
PREZENTAREA COMPANIEI .................................................................................................................... 17
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
2.5.
2.6.
2.7.
2.8.
OBIECT DE ACTIVITATE .............................................................................................................. 17
FILIALE ȘI SUCURSALE ............................................................................................................... 20
ACȚIONARIAT ............................................................................................................................ 24
STRUCTURA DE ADMINISTRARE .................................................................................................. 24
MODUL DE DESFĂȘURARE AL ACTIVITĂȚII .................................................................................... 26
INSTALAȚII ELECTRICE GESTIONATE ............................................................................................ 28
RESURSE UMANE ...................................................................................................................... 31
INFORMAȚII FINANCIARE ............................................................................................................. 32
ANALIZA STRATEGICĂ A COMPANIEI ................................................................................................... 35
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
3.6.
CONSIDERAȚII GENERALE ASUPRA ECONOMIEI ȘI SECTORULUI ENERGETIC DIN ROMÂNIA ............... 35
EVOLUȚII LA NIVEL EUROPEAN .................................................................................................... 39
ANALIZA ACTIVITĂȚILOR ............................................................................................................. 45
EVOLUȚIA ACȚIUNILOR PE BVB .................................................................................................. 73
GUVERNANȚĂ CORPORATIVĂ ..................................................................................................... 75
ANALIZA SWOT ........................................................................................................................ 81
STRATEGIA DE ADMINISTRARE ŞI PLANUL DE ACŢIUNE. ................................................................ 86
4.1.
4.2.
METODOLOGIE .......................................................................................................................... 86
OBIECTIVE STRATEGICE ............................................................................................................. 88
PLANUL PROPRIU DE LUCRU AL CONSILIULUI DE SUPRAVEGHERE ŞI AL COMITETELOR
CONSULTATIVE ...................................................................................................................................... 133
5.1.
PLANUL PROPRIU DE LUCRU AL CONSILIULUI DE SUPRAVEGHERE .............................................. 133
CRITERII ȘI OBIECTIVE DE PERFORMANȚĂ SPECIFICE MANDATULUI 2013-2017 ....................... 144
RISCURI ȘI CONSTRÂNGERI ................................................................................................................. 146
ACRONIME ȘI ABREVIERI...................................................................................................................... 150
ANEXĂ – INDICATORI DE PERFORMANȚĂ ........................................................................................ 154
Pagina | 2
Listă grafice folosite
Figura 1 structura grupului ......................................................................................................20
Figura 2 sucursalele Companiei ..............................................................................................24
Figura 3 rețeaua electrică de transport din România ...............................................................29
Figura 4 rețeaua de telecomunicații transelectrica ..................................................................30
Figura 5 consumul intern de energie electrică .........................................................................37
Figura 6 energia tarifată (istoric și previziuni) ..........................................................................37
Figura 7 structura producției totale anuale de energie electrică (2010 – 2012) .......................38
Figura 8 structura veniturilor ....................................................................................................46
Figura 9 evoluție tarif transport (istoric și prognoză) ................................................................47
Figura 10 evoluție tarif de sistem funcționale (istoric și prognoză) ............................................47
Figura 11 structura veniturilor ...................................................................................................51
Figura 12 pondere activități ......................................................................................................51
Figura 13 evoluţia BAR ..........................................................................................................109
Figura 14 evoluția performanței operaționale din activitățile cu profit permis ..........................125
Figura 15 venituri din transport, proiecție ANRE 2008-2012 vs. istoric ...................................148
Pagina | 3
Listă tabele folosite
Tabel 1 rezultate financiare (istoric și previziuni) ...................................................................... 8
Tabel 2 evoluţie cheltuieli operaţionale şi cheltuieli de investiţii ................................................ 9
Tabel 3 indicatori financiari......................................................................................................10
Tabel 4 investiții în RET vs. puneri in funcțiune .......................................................................11
Tabel 5 linii directoare in relația cu acționarii și parțile interesate ............................................16
Tabel 6 structura acționariatului ..............................................................................................24
Tabel 7 structura angajaților pe categorii de personal .............................................................31
Tabel 8 sinteză cont profit și pierdere (istoric şi previziuni) ......................................................32
Tabel 9 situaţia poziției financiare (istoric și previziuni) ...........................................................33
Tabel 10 flux de numerar (istoric și previziuni) .........................................................................33
Tabel 11 veniturile prezentate în structură ...............................................................................49
Tabel 12 performanța operațională a Companiei......................................................................50
Tabel 13 evoluția costurilor operaționale (2011 – 2012) ..........................................................54
Tabel 14 structura veniturilor (istoric și previziuni) ....................................................................56
Tabel 15 structura costurilor operaționale (istoric și previziuni) ...............................................57
Tabel 16 indicatori de performanţă ai nivelului de calitate a serviciilor: perioada 2008-2012 ....58
Tabel 17 evoluție CPT (istoric și previziuni) ..............................................................................62
Tabel 18 evoluţie cheltuieli de mentenanţă minoră şi majoră: perioada 2009-2012 ..................70
Tabel 19 cheltuieli de mentenanţă............................................................................................70
Tabel 20 program de investiții ..................................................................................................70
Tabel 21 program investiții ajustat ............................................................................................71
Tabel 22 structura datoriei........................................................................................................72
Tabel 23 evoluția istorică a prețului acțiunii ..............................................................................74
Tabel 24 criterii și obiective de performanță: din perspectiva clienților ...................................101
Tabel 25 program investiții și puneri în funcțiune în RET ........................................................107
Tabel 26 volum prognozat de cheltuieli de investiții şi mentenanță.........................................107
Pagina | 4
Tabel 27 obiective și criterii de performanță: din perspectiva internă......................................118
Tabel 28 numărul total și numărul mediu de personal 2009-2012 .........................................119
Tabel 29 obiective și criterii de performanță: din perspectiva învățării și creșterii ...................124
Tabel 30 indicatori de profitabilitate ........................................................................................127
Tabel 31 structura finanţării ....................................................................................................129
Tabel 32 indicatori bancari .....................................................................................................130
Tabel 33 indicatori bancari .....................................................................................................132
Tabel 34 componența Consiliului de Supraveghere ...............................................................134
Pagina | 5
Introducere
Compania Națională de Transport al Energiei Electrice „TRANSELECTRICA” S.A. (C.N.T.E.E.
Transelectrica S.A.), denumită în continuare „Transelectrica” sau „Compania” este:

societate pe acțiuni, constituită ca efect al Hotărârii de Guvern nr. 627/13 iulie 2000, supusă
prevederilor Legii nr. 31/1990 privind societățile comerciale și ale dispozițiilor OUG nr.
109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, administrată potrivit
Hotărârii AGEA nr. 5/18.07.2012 în sistem dualist;

societate listată la BVB din 2006 şi supusă tuturor prevederilor legislaţiei pieţei de capital, o
companie cu activităţi de monopol natural de tip Operator de Transport şi Sistem,
reglementată şi certificată de ANRE potrivit cerinţelor Directivei CE/72/2009 şi Legii
123/2012;
În acest context, Consiliul de Supraveghere (CS) a elaborat prezentul Plan de Administrare al
Companiei în baza art. 30 – (1) din OUG nr. 109/30.11.2011 care prevede că „În termen de 90
de zile de la data numirii sale, Consiliul de administrație/supraveghere elaborează și prezintă
Adunării Generale a Acționarilor, spre aprobare, Planul de Administrare, care include strategia
de administrare pe durata mandatului pentru atingerea obiectivelor și criteriilor de performanță
stabilite în contractele de mandat”.
Planul de Administrare reflectă politica generală a Consiliului de Supraveghere și are la bază
principiile guvernanței corporative, care statuează o atitudine responsabilă, profesionistă și etică
a Companiei în raport cu principalele părți interesate. Pornind de la analiza strategică a
Companiei și de la premisele mediului în care Compania funcționează, Consiliul de
Supraveghere planifică evoluția Companiei și performanțele acesteia, asigurând o formulare
riguroasă a obiectivelor și propunând o evaluare continuă a strategiei stabilite, ce este pusă în
aplicare de Directorat prin Planul de Management.
Planul de Administrare, care include strategia de administrare pe durata mandatului, contribuie
la îndeplinirea misiunii Companiei și este elaborat pe baza viziunii, valorilor și direcțiilor
strategice ale Companiei, având ca scop primordial atingerea obiectivelor și a criteriilor de
performanță contractate.
Angajată în a obține excelență profesională, având o abordare responsabilă față de comunitate
și respectând mediul de afaceri în care operează, Transelectrica își propune atingerea
excelenței operaționale, crearea de valoare pentru acționari prin dezvoltarea activităților curente
și găsirea de noi oportunități de creștere sustenabilă. Pornind de la acest deziderat, Planul de
Administrare stabilește direcțiile de dezvoltare ale Companiei, asigurând o viziune de ansamblu
Pagina | 6
asupra structurii financiare şi operaţionale a Companiei care se va integra, aprofunda şi
transpune analitic, mai departe, în cadrul Planului de Management.
Pornind de la o analiză diagnostic globală a performanței recente și a poziției financiare a
Companiei, Planul de administrare pe perioada 2013-2017 cuprinde direcții strategice de
acțiune privind administrarea bazei de active, a resurselor și a proceselor operaționale și de
management majore ale Companiei în scopul realizării obiectivelor de performanță stabilite.
Consiliul de Supraveghere responsabilizează faptul că Planul de Administrare este un
document dinamic și că pot apărea actualizări/modificări generate chiar de procesul de
implementare, sau de schimbări ale mediului în care Compania își desfășoară activitatea. Pe
cale de consecință, Consiliul de Supraveghere își rezervă dreptul de a aduce modificări
ulterioare obiectivelor stabilite prin prezentul Plan de Administrare.
Pagina | 7
Sumar executiv
Contextul economic: criza economică profundă, care continuă să domine Societatea
românească, a condus la scăderea continuă a consumului intern de energie electrică, CNTEE
Transelectrica SA aflându-se în al treilea an consecutiv în care se confruntă cu scăderea
cantităţii de energie electrică asupra căreia se aplică tariful de transport. Media de scădere din
2012 şi 2013 a fost de 4,5% pa, tendinţă estimată de Consiliul de Supraveghere a continua şi,
prin urmare, proiecţiile financiare pe perioada 2014-2017 care stau la baza acestui Plan de
Administrare iau în considerare o scădere a cantităţii de energie electrică transportată cu 4,0%
pa.
Pornind de la această prezumție de scădere a volumului, veniturile operaţionale ale Companiei
vor fi constante pe întreaga perioadă de prognoză pe baza creşterii tarifului de transport şi
sistem cu 7,0% pa, ajungând la finele anului 2017 la valoarea de 2,8 miliarde lei.
Obiectivul financiar urmărit de Consiliul de Supraveghere prin prezentul Plan de Administrare
este îmbunătăţirea semnificativă a profitabilităţii Companiei, în ciuda unor venituri constante.
Astfel, profitul operaţional înainte de dobânzi, taxe şi amortizări (EBITDA) se preconizează a se
îmbunătăţi de la 398 milioane lei (14% din totalul veniturilor operaţionale), cât a fost în 2012, la
607 milioane lei (22% din totalul veniturilor operaţionale) la finele anului 2017. De asemenea,
profitul brut (EBT) se preconizează a atinge 80 milioane lei la finele anului 2017.
Mil RON
2011
2012
Venituri operaționale
Costuri operaționale
EBITDA (profit operațional înainte de
amortizare)
Amortizare
EBIT (profit operațional după amortizare)
Rezultat financiar
EBT (profit înainte de impozitare)
Impozit pe profit
Profit net
3,132
2,658
473
298
176
-32
143
33
110
2014
2015
2016
2017
2,768
2,370
398
2013
BVC
2,788
2,333
455
2,736
2,227
509
2,750
2,205
545
2,765
2,193
572
2,783
2,176
607
315
83
-36
47
13
34
341
114
-69
45
16
29
382
126
-59
67
10
57
402
143
-66
77
12
65
422
150
-70
80
12
68
450
157
-76
80
12
68
TABEL 1 REZULTATE FINANCIARE (ISTORIC ȘI PREVIZIUNI)
Atât proiecţiile financiare, cât şi cifrele de referinţă au la bază situaţiile financiare separate,
întocmite în conformitate cu Standardele Internaţionale de Raportare Financiară (IFRS).
Pagina | 8
Strategia operaţională avută în vedere de către Consiliul de Supraveghere se bazează pe
scăderea constantă a cheltuielilor operaţionale (în special cele cu mentenanţa şi reparaţiile) pe
fondul programului de investiţii accelerat în vederea modernizării şi retehnologizării RET.
Tendinţa de scădere a bazei de active reglementate (BAR), manifestată pe durata ultimilor ani,
va continua şi pe durata primilor doi ani de mandat (2014-2015) datorită nivelului redus al
investiţiilor din ultimii ani. Efortul investiţional sporit, luat în calcul de către Consiliul de
Supraveghere, va produce efecte abia în a doua jumătate a mandatului (2016-2017) datorită
duratei mari de execuţie a proiectelor de investiţii. Introducerea de echipamente performante,
pe lângă faptul că asigură un grad sporit de fiabilitate şi siguranţă în exploatare, are avantajul
reducerii cheltuielilor operaţionale cu reparaţiile, personalul şi pierderile tehnologice.
Pe durata celor 4 ani de prognoză (2014-2017), Compania preconizează investiţii de peste 2,2
miliarde lei, un nivel de investiţii cu peste 50% mai mare decât cel realizat în perioada 20092012. Astfel, cu toate că atât veniturile, cât şi cheltuielile operaţionale ale Companiei rămân la
un nivel aproximativ egal cu cel înregistrat în anul 2012 pe întreaga perioadă de prognoză,
EBITDA se va îmbunătăţi semnificativ, amortizarea imobilizărilor rezultate în urma accelerării
programului de investiţii având o pondere semnificativă în totalul cheltuielilor operaţionale.
MIL RON
CAPEX + OPEX
CAPEX
OPEX total
2011
1.419
333
1.085
2012
1.470
376
1.094
2013
1.480
262
1.219
2014
1.624
495
1.129
2015
1.670
523
1.146
2016
1.748
575
1.173
2017
1.824
622
1.202
TABEL 2 EVOLUŢIE CHELTUIELI OPERAŢIONALE ŞI CHELTUIELI DE INVESTIŢII
Diversificarea surselor de finanţare: programul de investiţii preconizat în perioada de
prognoză (2014-2017) necesită finanţare suplimentară de circa 1,1 miliarde lei, din care circa
700 milioane urmează a fi procurate de pe pieţele financiare pe baza unei serii de emisiuni de
obligaţiuni corporative, restul de finanţare urmând a fi asigurată prin contractarea unor credite
bancare comerciale. De altfel, şi pentru sfârşitul anului 2013 este avută în vedere o emisiune de
obligaţiuni, astfel încât plafonul valoric total ajunge la suma de 900 milioane lei. Deşi nivelul de
îndatorare creşte pe durata perioadei de prognoză, datoria netă a Companiei va atinge un prag
maximal de 45% din totalul capitalurilor proprii la sfărşitul lui 2017. Prin introducerea în mixul de
finanţare a obligaţiunilor corporative în lei, se urmăreşte atingerea unui optim între durata medie
a maturităţii datoriei şi riscurile aferente fluctuaţiilor de cost şi devalorizare monetară în structura
de finanţare a Companiei, cu scopul creşterii stabilităţii financiare şi întăririi independenţei
surselor de finanţare, cu efecte benefice şi asupra rating-ului Companiei.
Pagina | 9
INDICATORI
Datoria purtatoare de dobanda
Datoria neta
Datoria bancara
Sold obligatiuni
Capitaluri proprii
Mil
Mil
Mil
Mil
Mil
2012
2013 BVC 2014 2015 2016 2017
RON 1,153 #### 1,438 1,579 1,723 1,900
RON
858 799
862
989 1,116 1,287
RON 1,153 #### 1,038
979
973 1,000
RON
0 200
400
600
750
900
RON 2,431 #### 2,462 2,492 2,520 2,543
TABEL 3 INDICATORI FINANCIARI
Programul de investiţii, programul de mentenanţă, structura de capital urmează a fi dezvoltate
pe larg în Planul de Management al Directoratului şi agreate cu ANRE pentru viitoarea
perioadă de reglementare 2014 – 2018.
Condiţia succesului: deşi creşterea nivelului investiţiilor este compensată parţial de scăderea
nivelului cheltuielilor cu mentenanţa şi reparaţiile, asumpţia de continuare a scăderii volumului
de energie transportată va necesita o recunoaştere a majorităţii cheltuielilor Companiei în
tarifele reglementate de transport şi pentru serviciul de sistem funcţional, ceea ce va necesita
majorarea tarifelor respective la nivelul maxim permis prin reglementările ANRE de 7,0% în
termeni reali în fiecare an de prognoză.
Teza fundamentală: strategia de administrare a Consiliului de Supraveghere pentru
mandatul 2014-2017, vizează dezvoltarea performanţei managementului financiar la un nivel
înalt de calitate şi profesionalism, precum şi îmbunătăţirea continuă a performanţei
managementului operaţional în vederea sporirii calităţii serviciilor oferite şi creşterii siguranţei în
funcţionarea pe termen lung a sistemului energetic românesc în cadrul unei companii sigure,
solide şi inovatoare.
Filialele Transelectrica (OPCOM SA, ICEMENERG SA, ICEMENERG SERVICE SA,
Formenerg SA, Teletrans SA şi SMART SA) desfăşoară activităţi în domeniile operării pieţelor
de energie electrică şi gaze naturale, cercetării şi educaţiei, al telecomunicaţiilor şi serviciilor de
construcții-montaj, cu grade diferite de succes şi performanţă. Consiliul de Supraveghere îşi
propune să dezvolte şi/sau să restructureze activitatea filialelor sale prin implementarea de
strategii asemănătoare celor din Transelectrica în scopul asigurării unor condiţii optime de
dezvoltare a acestora, a diversificării acţionariatului şi atragerii surselor de finanţare necesare,
astfel încât acestea să poată contribui semnificativ cu rezultate pozitive la situaţiile financiare
consolidate ale Companiei.
Planul de Administrare al Consiliului de Supraveghere, în forma prezentată, garantează
transformarea viziunii strategice în realitate operaţională şi performanţă financiară:

Prestarea serviciilor de OTS la un nivel ridicat de calitate tehnică spre satisfacţia şi respectul
clienţilor noştri, precum şi ai autorităţilor implicate;
Pagina | 10

Protejarea și creşterea valorii investiţiilor acţionarilor, introducând indicatorul de performanţă
„rentabilitatea totală a investiţiilor acţionarilor” („Total Shareholders Return”) ca indicator
principal de monitorizare a performanţei pe termen lung a Directoratului Companiei;
Un climat de muncă atractiv pentru salariaţii noştri, bazat pe motivaţie superioară, cointeresare
prin schemele noi de salarizare bazate pe performanţă şi stimularea proceselor de învăţare şi
creştere.
Strategia de administrare, inclusă în Planul de Administrare al Consiliului de Supraveghere,
pentru atingerea obiectivelor și criteriilor de performanţă se constituie totodată în linie directoare
pentru activitatea Directoratului, în vederea pregătirii de către acesta a Planului de
Management.
În sumar, principalele obiective și criterii de performanţă vizate de Consiliul de Supraveghere
sunt:
Creşterea performanţei financiare operaţionale:
PERFORMANȚĂ OPERAȚIONALĂ
Venituri operaţionale
EBITDA
EBITDA %
Mil RON
Mil RON
%
2012
2.768
398
14%
2014
2.736
509
19%
2015
2.750
545
20%
2016
2.765
572
21%
2017
2.783
607
22%
Creşterea randamentului investiţiilor acţionarilor, atât din perspectiva capitalizarii de piată, cât şi
a dividendelor plătite:
PERFORMANTA FINANCIARA
Capitalizare bursieră
Dividende
TSR (bursier)
Mil RON
Mil RON
%
2012
930
2014
1.058
35
20%
2015
1.108
40
30%
2016
1.158
45
40%
2017
1.208
50
51%
Diversificarea surselor de finanțare prin introducerea obligațiunilor corporative, alături de
capitalul propriu și datoriile comerciale:
STRUCTURA CAPITALULUI
Capitaluri proprii
Datorie bancară
Obligațiuni
%
%
%
2012
68%
32%
0%
2014
63%
27%
10%
2015
61%
24%
15%
2016
59%
23%
18%
2015
523
421
2016
575
521
2017
622
722
2017
57%
22%
20%
Derularea unui program susținut de investiții:
Mil RON
INVESTIŢII RET (CAPEX)
PIF
2013 BVC
330
300
2014
495
180
TABEL 4 INVESTIȚII ÎN RET VS. PUNERI IN FUNCȚIUNE
În pofida unui climat economic şi energetic dificil, însă bine adaptat cerinţelor strategiei şi
legislaţiei europene, Consiliul de Supraveghere găseşte soluţii de progres şi creştere a
Pagina | 11
performanţelor financiare ale Companiei comparabile cu nivelul unor Companii reprezentative și
similare din Uniunea Europeană.
Pagina | 12
Principii directoare
1.1. Misiune
Transelectrica are misiunea de a asigura serviciul public de transport al energiei electrice
simultan cu menţinerea siguranţei în funcționare a sistemului energetic naţional (SEN), în
condiţii nediscriminatorii de acces pentru toți utilizatorii, de a participa activ prin dezvoltarea
infrastructurii reţelei electrice de transport (RET) la dezvoltarea durabilă a sistemului energetic
naţional şi de a sprijini şi facilita operarea şi integrarea pieţelor de energie.
1.2. Viziune
Transelectrica va deveni un Operator de Transport și Sistem (OTS) dinamic şi inovator,
recunoscut pe plan naţional şi internaţional pentru excelență tehnică, performanţă financiară şi
abilitate de a opera cu succes într-un mediu economic volatil.
Viziunea ca mesaj către Societatea românească:
Este aspiraţia şi angajamentul companiei pe termen mediu şi lung de a-şi îndeplini în mod
exemplar şi responsabil misiunea de serviciu public, având la bază un sistem modern şi eficient
de infrastructuri de transport, de conducere prin dispecer a SEN şi suport, integrând cele mai
noi tehnologii disponibile (smart grid, protecţia infrastructurilor critice etc) și sprijinind
dezvoltarea.
Susţinerea interesului public şi naţional în formularea şi implementarea strategiilor şi politicilor
aferente, având în vedere calitatea de companie naţională. O companie cu activităţi sustenabile
în sensul răspunderii sociale faţă de comunitate şi a protecţiei mediului.
Viziunea ca mesaj către clienţi:
Servicii performante cu valoare ridicată de utilizare. O funcţionare sigură a SEN în ansamblu şi
la un nivel normat de calitate a energiei electrice. O racordare sigură şi de calitate la reţeaua de
transport în condiţii nediscriminatorii şi transparente pentru toţi utilizatorii RET. Dezvoltarea
capabilităţilor de integrare a surselor regenerabile, furnizarea de servicii de transport şi sistem,
precum şi de integrare la nivel european şi de administrare a pieţelor centralizate în condiţii de
înaltă calitate tehnică şi siguranţă.
Viziunea ca mesaj către acţionari:
O companie performantă, orientată spre creşterea continuă a plusvalorii pentru acţionari, cu
afaceri predictibile şi profitabile la limita superioară a valorilor permise de reglementări pentru
Pagina | 13
activităţile de bază şi respectiv, pe măsura potenţialului şi riscurilor aferente, pentru alte afaceri
complementare, nereglementate.
Viziunea ca mesaj către salariaţi:
Un mediu de muncă atractiv, stabil şi motivant, sigur şi sănătos.
Angajament continuu către excelenţa profesională şi realizarea la nivelul întregii companii a
unei culturi a performanţei bazate pe proceduri, recunoaşterea contribuţiei individuale şi de
echipă pentru susţinerea capacităţii companiei de a furniza expertiză tehnică și performantă la
cel mai înalt nivel între companiile de utilitate publică în România şi Europa de Sud-Est.
1.3. Relația cu acționarii și părțile interesate
În desfăşurarea activităţilor sale, Compania generează și afectează interese ce se prezintă în
forme diverse în funcție de părțile interesate (stakeholders) care le revendică.
Cadrul optim pentru îndeplinirea misiunii Companiei și atingerea obiectivelor sale, se bazează
pe respectarea intereselor acționarilor și a tuturor părților implicate în activitatea Companiei.
În acest sens și în concordanță cu valorile promovate, se definește mai jos un set de linii
directoare (Tabel 5), care ghidează Compania în creșterea valorii adăugate și consolidarea
încrederii în relația cu părțile interesate.
Acționari
Linii directoare în relația cu acționarii
Acționari
Creşterea valorii acţiunilor
Distribuirea de dividende și maximizarea randamentului capitalului
investit
Profitabilitate către limita superioară a valorilor permise
reglementări pentru activitățile desfășurate de Companie
de
Informare corectă și în timp real asupra modificărilor ce au loc în
cadrul Companiei și pot afecta decizia de investire
Părți interesate
Linii directoare în relația cu părțile interesate
Compania
Asigurarea serviciului public cu caracter de monopol natural în
conformitate cu standardele de calitate și performanţă impuse de
legislația în vigoare
(inclusiv mass-media)
Susținerea interesului public și național în formularea și
implementarea strategiilor și politicilor aferente inclusiv pentru
dezvoltarea Rețelei Electrice de Transport
Realizarea de activități sustenabile atât din punct de vedere financiar,
cât şi în sensul răspunderilor sociale față de comunitate și protecția
mediului
Pagina | 14
Practici transparente și responsabilitate în gestionarea imaginii
Companiei
Reacție rapidă în gestionarea situațiilor de criză și comunicare
eficientă în formularea mesajelor
Utilizatori
rețea/Clienți
de Asigurarea funcționării în siguranță a SEN la un nivel normat de
calitate a energiei electrice prin codurile de reţea europene, licenţa de
OTS şi standardele de calitate
Prestarea de servicii performante cu valoare ridicată de utilizare
Asigurarea în timp real a echilibrului dintre producţia şi consumul de
energie prin operarea pieţei de echilibrare
Asigurarea accesului la rețeaua electrică de transport în condiții
nediscriminatorii și transparente pentru toți solicitanții, cu respectarea
legislaţiei primare, secundare şi a normelor și performanțelor tehnice
în vigoare, la tarife aprobate de reglementator
Dezvoltarea capabilităților RET de integrare a surselor regenerabile
Integrarea la nivel european și facilitarea administrării piețelor
centralizate de energie electrică în condiții de înaltă calitate tehnică și
siguranță
Asigurarea exploatării optime a interconexiunilor pentru facilitarea
dezvoltării operaţiunilor de export-import și tranzitului internațional de
energie electrică
Preocupare pentru scăderea permanentă a costurilor de operare ale
SEN prin promovarea investiţiilor în tehnologii moderne, a
mentenanţei predictive, prin politica de dezvoltare profesională a
angajaţilor, și prin susţinerea politicilor de liberalizare a pieţelor de
energie electrică
Autoritatea Națională Îndeplinirea obligațiilor ce derivă din condițiile Licenței nr. 161 din anul
de Reglementare în 2000, revizia 3/2009, pentru transportul de energie electrică și
domeniul
Energiei furnizarea serviciului de sistem al SEN
(ANRE)
Respectarea integrală a reglementărilor în vigoare
Conformitate cu cerinţele ANRE, inclusiv respectarea standardelor de
calitate și performanță pentru serviciile prestate
Conlucrare şi sprijin prin expertiză tehnică de excepţie în definirea
cerințelor/cadrului
legislativ,
fundamentarea
obiectivă
și
implementarea eficientă a acestora/acestuia
Asigurarea transparentă a informațiilor cu privire la monitorizarea
activităților desfășurate, justificarea necesității și oportunității
investițiilor și fundamentarea tarifelor pentru serviciile prestate
Colaborare în vederea elaborării Planului de dezvoltare, de securizare
a unui nivel de performanţă financiară stabil și predictibil
Transparență și comunicare
Autoritățile statului
(reprezentate
prin
Respectarea prevederilor legislative precum și implicarea în
modificarea/armonizarea legislației și participarea activă la elaborarea
Pagina | 15
MFP,
DpE,
alte strategiilor în domeniul energetic
autorități ale statului)
Îndeplinirea dispoziţiilor legale stabilite de MFP ca reprezentant al
statului în calitate de acţionar majoritar
Îndeplinirea obligațiilor asumate prin contractul de concesiune şi
colaborare cu proprietarul reţelei de transport (DpE) în îndeplinirea
atribuţiilor de OTS certificat, precum şi la avizarea planurilor de
dezvoltare RET
Exploatarea, întreţinerea și dezvoltarea RET, în condiţii de eficienţă
economică și profitabilitate
Îndeplinirea obligațiilor ce derivă din statutul de Companie națională și
contribuabil important la bugetul de stat
Comunicare promptă şi eficientă pe linie ierarhică și operativă, în
condiţii de transparenţă pentru toţi acţionarii
Colaborare/contribuții la elaborarea strategiei energetice naționale și a
legislației aplicabile
Angajați
Implementarea strategiei de resurse umane bazate pe valorile
Companiei: excelență profesională, echipă, etică, respect și
comunicare, care să asigure cadrul de realizare a activităților și de
îndeplinire a obiectivelor individuale
Asigurarea susținerii dezvoltării profesionale prin intermediul
Programului anual de formare și perfecționare profesională a
salariaților
Cointeresare materială prin politica de salarizare pe bază de criterii de
performanţă şi atingerea unor obiective organizaţionale
Respectarea Programului de securitate și sănătate în muncă
Instituții
financiare/Bănci
finanțatoare
Respectarea termenilor contractuali, încadrarea în covenanţii
financiari asumaţi și plata la timp a împrumuturilor angajate
Comunicare transparentă în privința îndeplinirii indicatorilor asumați
Fundamentarea parteneriatelor pe corectitudine și respect
Colaborare bazată pe etică în afaceri
Parteneri contractuali Respectarea cadrului legal în derularea procedurilor de achiziție
– furnizori de produse, publică
prestatori de servicii,
Fundamentarea parteneriatelor pe corectitudine, respect şi exigenţă
executanți de lucrări
profesională
Respectarea termenilor contractuali
Colaborare transparentă bazată pe etică în afaceri
TABEL 5 LINII DIRECTOARE IN RELAȚIA CU ACȚIONARII ȘI PARȚILE INTERESATE
Pagina | 16
Prezentarea Companiei
C.N.T.E.E. Transelectrica S.A. este persoană juridică română cu sediul în București având
forma juridică de societate comercială pe acțiuni. Compania își desfășoară activitatea în
conformitate cu legile române fiind înmatriculată în Registrul Comerțului sub numărul
J40/8060/2000.
Transelectrica a fost înființată conform Hotărârii de Guvern nr. 627/13 iulie 2000, ca urmare a
desfiinţării fostei Companii Naționale de Electricitate (CONEL) şi formării a patru entități
independente: Transelectrica, Electrica, Hidroelectrica și Termoelectrica. Astfel, prin această
hotărâre, serviciile de transport și de sistem au fost complet separate („unbundling”) de
activitățile de producere, distribuție și furnizare.
Transelectrica respectă integral cerinţele legislaţiei europene (Directiva nr. 72/2009 şi
Regulamentul 714/2009) transpuse în legislaţia naţională prin Legea 123/2012 şi OUG 18/2013,
fiind certificată preliminar de ANRE prin Decizia de certificare 2213 din 2 august 2013 ca OTS
pe modelul de ISO (Independent System Operator).
Compania este listată la categoria I a pieței reglementate la Bursa de Valori Bucureşti (BVB), cu
simbolul TEL. Listarea Companiei la BVB în anul 2006 a fost parte din implementarea
programului guvernamental de susținere a dezvoltării pieței de capital autohtone „O piață
puternică. Dezvoltarea pieței de capital”. Ulterior, în anul 2012 Guvernul a finalizat cu succes
vânzarea către public a unui pachet adițional de 15% din acțiuni. Tranzacția a făcut parte din
angajamentele asumate de Guvernul României prin acordul cu Fondul Monetar Internațional.
2.1. Obiect de activitate
În conformitate cu Legea nr. 123/2012 a energiei electrice și a gazelor naturale, serviciul de
transport al energiei electrice are caracter de monopol natural și se asigură de către un singur
agent economic pe bază de licență emisă de ANRE. Compania îndeplinește funcția de operator
de transport pentru transportul energiei electrice, precum și funcția de operator de sistem pentru
serviciul de sistem pentru conducerea funcționării integrate a Sistemului Electroenergetic
Național (SEN).
Compania își desfășoară activitatea sa principală în baza concesiunii acordate de către
MECMA și a Licenței ANRE nr. 161 din anul 2000, revizia 3/2009, pentru transportul de energie
electrică și furnizarea serviciului de sistem, răspunzând de funcționarea SEN.
Pe scurt, principalele activități ale Companiei în vederea atingerii obiectivelor sale constau în:

prestarea serviciilor de transport și tranzit al energiei electrice;
Pagina | 17

conducerea operațională a SEN;

organizarea și administrarea pieței de energie electrică prin intermediul filialei sale OPCOM;

administrarea pieței de echilibrare (Transelectrica este Operatorul Pieţei de Echilibrare);

administrarea pieței serviciilor de sistem tehnologice;

administrarea
pieței
de
alocare
a
capacităților
de
transport,
de
interconexiune
(transfrontaliere);

exploatarea interconexiunilor și tranzitul internațional al energiei electrice;

activitatea de măsurare a energiei electrice (activitate desfășurată inclusiv sub efectul
legislației UE, și în special în vederea implementării celui de-al treilea pachet legislativ, care
pune accent pe dezvoltarea piețelor regionale de electricitate și în perspectiva realizării
pieței unice de electricitate a UE);

emiterea certificatelor verzi pe piața de energie către producătorii de energie electrică din
surse regenerabile;

administrarea schemei de sprijin a cogenerării de înaltă eficiență (activitate reglementată
distinct de activităţile de OTS).
De asemenea, conform prevederilor Legii energiei electrice și a gazelor naturale (nr. 123/2012),
Operatorul de Transport și de Sistem desfășoară în principal următoarele activități:

asigură capacitatea pe termen lung a reţelei de transport de a satisface cererile rezonabile
de transport de energie electrică și exploatează, întreţine, reabilitează şi dezvoltă în condiţii
economice reţeaua de transport pentru a-i asigura siguranţa, fiabilitatea şi eficienţa, cu
respectarea normelor privind protecţia mediului;

garantează mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligaţiilor de serviciu public;

contribuie la realizarea siguranţei în alimentarea cu energie electrică, prin asigurarea unor
capacităţi de transport adecvate şi prin menţinerea fiabilităţii acestora;

asigură gestionarea fluxurilor de energie în reţeaua de transport, ţinând seama de
schimburile de energie cu alte sisteme interconectate;

achiziţionează serviciile tehnologice de sistem şi califică producătorii și clienţii dispecerizabili
care furnizează servicii tehnologice de sistem, pe baza unei proceduri proprii, aprobată de
autoritatea competentă;

realizează schimbul de informaţii cu alţi operatori de transport și de sistem interconectaţi și
cu alţi operatori economici din sectorul energiei, cu respectarea reglementărilor ENTSO-E
privind protocoalele de schimb de informaţii, rapoartele, structura și procedurile de acces la
bazele de date;

asigură alocarea capacităţilor de interconexiune, colectează venituri rezultate din
gestionarea congestiilor şi efectuează plăţi în temeiul mecanismului de compensare între
Pagina | 18
operatorii de transport și de sistem în conformitate cu art. 13 din Regulamentul (CE) nr.
714/2009, acordând și gestionând accesul terţilor şi oferind explicaţii motivate atunci când
refuză un astfel de acces, sub supravegherea ANRE;

exploatează, întreţine și dezvoltă instalaţiile de măsurare şi contorizare a transferului de
energie electrică prin reţelele electrice de transport și la interfaţa cu utilizatorii reţelelor
electrice de transport care îi aparţin, instalaţiile de informatică și telecomunicaţii din reţelele
electrice de transport aferente SEN;

analizează şi avizează îndeplinirea condiţiilor tehnice de racordare de către utilizatorii
reţelelor electrice de transport, în conformitate cu prevederile reglementărilor tehnice în
vigoare;

asigură transmiterea rezultatelor măsurărilor de energie electrică la operatorul comercial
pieţei de energie electrică în vederea realizării decontării tranzacţiilor din piaţa de echilibrare
şi a dezechilibrelor părţilor responsabile cu echilibrarea, precum și accesul beneficiarilor
serviciului de transport pentru verificarea grupurilor de măsurare;

realizează planificarea operaţională şi conducerea operativă a SEN la nivel central şi
teritorial pe baza prognozei proprii, conform reglementărilor legale în vigoare, acordând
prioritate instalaţiilor de producere care utilizează surse regenerabile de energie sau care
produc energie electrică în cogenerare de înaltă eficienţă, în măsura în care funcţionarea
sigură a reţelei naţionale de energie electrică permite acest lucru;

autorizează personalul care realizează conducerea operativă, conform reglementărilor în
vigoare;

culege, înregistrează și arhivează datele statistice privind funcţionarea SEN;

elaborează şi supune aprobării autorităţii competente normele tehnice și reglementările
specifice necesare pentru realizarea activităţii de conducere operativă, cu consultarea
participanţilor la piaţa de energie electrică;

elaborează, în condiţiile legii, planul de apărare a SEN împotriva perturbaţiilor majore;

elaborează studii, programe și lucrări privind dezvoltarea SEN;

elaborează şi supune aprobării autorităţii competente regulile privind managementul
congestiilor, inclusiv pe capacităţile de interconexiune, precum şi normele de atribuire a
capacităţilor de interconexiune;

organizează şi administrează piaţa de echilibrare a energiei electrice.
Fiind monopol natural reglementat, Compania desfăşoară aceste activităţi pe bază de
venituri si tarife reglementate, stabilite de Autoritatea Naţională de reglementare în
domeniul Energiei (ANRE) în conformitate cu Ordinul ANRE nr. 60/2007 - Metodologia de
stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice în vigoare,
metodologie care a fost recent actualizată prin Ordinul ANRE nr. 53/2013.
Pagina | 19
Prin lege, este permis accesul liber și nediscriminatoriu la RET tuturor participanților de pe piață
care îndeplinesc cerințele legii, cu respectarea normelor și performanțelor prevăzute în
reglementările tehnice în vigoare (accesul reglementat al terților la RET).
Companiei, în calitate de operator de transport și de sistem, îi este permis să participe la
tranzacționarea energiei electrice doar în limita achiziției de energie pentru acoperirea
Consumului Propriu Tehnologic (CPT), pentru acoperirea echilibrului producţie-consum pe piaţa
de echilibrare, precum și în celelalte cazuri limitate, prevăzute în licența de transport, ea fiind
neutră faţă de piaţa de electricitate.
2.2. Filiale și sucursale
Filialele Companiei
Compania deține șase filiale, în cadrul cărora are calitatea de unic acționar, fiind deținătorul
tuturor drepturilor de vot în cadrul Adunării Generale a Acționarilor.
Structura Grupului (Grupul) din care face parte Compania este prezentată în diagrama de mai
jos:
FIGURA 1 STRUCTURA GRUPULUI
Un număr de trei dintre aceste filiale, OPCOM, SMART și Teletrans au o activitate strâns legată
de obiectul de activitate al Companiei.
OPCOM este operatorul comercial al pieţei de electricitate şi începând din 2013 a primit şi
licenţa în administrarea pieţei de gaze naturale. Filiala OPCOM administrează pieţele
centralizate de energie electrică, cu excepţia pieţei de echilibrare, activităţi distinct reglementate
şi în care Transelectrica nu poate interveni.
SMART, filiala de mentenanţă şi Teletrans, filiala de operare şi mentenanţă a sistemului propriu
ITC, sunt filiale care sprijină în mod direct compania în îndeplinirea activităţilor de bază.
Pagina | 20
Principala sursă de venituri a acestora (aproximativ 80% în prezent) este reprezentată de
derularea contractelor încheiate între aceste filiale și Companie.
Din punct de vedere al rezultatelor financiare, doar trei dintre cele șase filiale participă la
consolidarea rezultatelor (SMART, Teletrans și Icemenerg), celelalte trei filiale nefiind cuprinse
în perimetrul de consolidare pe seama contribuției nesemnificative la rezultatele grupului
(Formenerg și Icemenerg Service), sau lipsei controlului efectiv exercitabil de Compania-mamă
în mecanismele decizionale ale filialei (OPCOM).
Conform OUG nr. 18/2013 acțiunile deținute de Transelectrica în capitalul OPCOM și
Formenerg sunt propuse a fi transferate în proprietatea statului român, la Ministerul
Economiei (ME).
(i) OPCOM
OPCOM a fost înființată în baza HG 627/2000, ca filiala al cărei acționar unic este
Transelectrica. Misiunea OPCOM constă în asigurarea unui cadru organizat de desfășurare a
tranzacțiilor comerciale în domeniul energiei. Conform HG 627/2000, Codului Comercial al
Pieței Angro de Electricitate și Licenței de administrare a pieței angro de electricitate nr.
407/2001 emise de ANRE, principalele activități ale OPCOM sunt:

administrarea pieței de energie electrică;

stabilirea ordinii de merit fără restricții a producătorilor de energie electrică, prin ierarhizarea
acestora pe niveluri de putere, în funcție de prețul ofertat;

stabilirea drepturilor și obligațiilor de plată pentru participanții la piață, în conformitate cu
tranzacțiile realizate.
(ii) Formenerg
Formenerg are drept activitate principală formarea profesională inițială și continuă, în toate
domeniile de activitate, a personalului din sectorul energetic, a personalului cu atribuții în
domeniul energetic din toate sectoarele economiei naționale și a altor beneficiari. Formenerg șia început activitatea la data de 21 martie 2002 ca filială deținută în proporție de 100% de
Transelectrica.
(iii) SMART
SMART a fost înființată prin reorganizarea Companiei, ca filiala deținută integral de aceasta,
conform HG nr. 710/2001 fiind înregistrată la Registrul Comerțului la data de 16 octombrie
2001.
SMART prestează în principal servicii de mentenanță pentru sistemul de transport-dispecer,
având drept activitate efectuarea de revizii și reparații la echipamentele primare și secundare
Pagina | 21
din rețelele electrice, inclusiv măsurători profilactice, remedierea incidentelor la instalațiile
electrice, prestări de servicii în domeniul energetic, microproducție de echipamente electrice
pentru participanții la piață, în condițiile funcționării în siguranță a SEN.
(iv) Teletrans
Teletrans a fost înființată în data de 4 decembrie 2002 și este furnizorul de servicii specifice de
telecomunicații și IT pentru conducerea operațională și de gestiune a Companiei, având ca
principal obiect de activitate asigurarea de servicii specifice de telecomunicații și tehnologia
informației în rețelele electrice de transport.
Competențele Teletrans sunt structurate pe următoarele direcții principale:

servicii de telecomunicații - în principal ca administrator al rețelei magistrale de fibră optică a
Companiei, rețea cu o lungime de aproximativ 5.000 km și care acoperă întreg teritoriul
României;

servicii de informatică de proces, în special pentru domeniul energetic;

servicii de informatică managerială, incluzând consultanță, proiectare, implementare,
mentenanță, asistență tehnică și training pentru sisteme complexe, aplicații software, baze
de date Oracle, echipamente de comunicații, cablare structurată, Internet/Intranet.
(v) Icemenerg
Prin HG nr. 1065/ 2003 privind reorganizarea Companiei Naționale „Transelectrica" SA și a
Companiei „Icemenerg" SA pe calea fuziunii prin absorbție, s-a aprobat reorganizarea
Icemenerg, ca filială a Companiei, deținută integral de aceasta, fiind înregistrată la Registrul
Comerțului în data de 6 mai 2004. Icemenerg prestează servicii în domeniul centralelor
termoelectrice, stațiilor și rețelelor electrice și are ca activitate principală activitatea de
cercetare-dezvoltare în științe fizice și naturale și inginerie în domeniul proceselor și
echipamentelor pentru producerea, transportul, distribuția și utilizarea energiei electrice și
termice, inovare, studii, strategii de dezvoltare, activități de proiectare, urbanism, inginerie
tehnologică și alte servicii tehnice, servicii de cercetare și consultanță.
În 2010 prin HG 925 filiala a fost trecută în coordonarea directă a ME ca Institut Naţional de
Cercetare-Dezvoltare pentru Energie, dar din motive de neclarități patrimoniale în anexele HG,
hotărârea nu a putut să fie pusă în aplicare până în prezent.
(vi) Icemenerg-Service
Prin HG nr. 2294/ 2004 s-a aprobat transferul pachetului de acțiuni deținut de Compania
Comercială Filiala Institutul de Cercetări și Modernizări Energetice „Icemenerg” S.A. București
la Compania Comercială Filiala „Icemenerg-SERVICE” S.A. București către Transelectrica.
Astfel, Icemenerg-Service a devenit filială a Companiei, deținută integral de aceasta.
Pagina | 22
Icemenerg-Service are ca obiect principal de activitate producția de aparate pentru distribuția
energiei electrice și comanda echipamentelor energetice. Scopul său îl reprezintă conceperea,
producerea, implementarea, repararea, modernizarea și comercializarea în țară și în străinătate,
pe baza proiectelor proprii sau ale unor terțe persoane fizice sau juridice, de aparate pentru
distribuția energiei electrice și comanda echipamentelor energetice, echipamente, instalații
specializate, produse pe bază de elastomeri și bunuri de consum, precum și asigurarea
serviciilor aferente de consultanță, intermediere, asistență tehnică de specialitate, lucrări de
montaj și de punere în funcțiune, expertize și etalonări metrologice, monitorizări ale mediului.
Societatea, încă de la preluarea de către Transelectrica, a avut creanțe bugetare şi comerciale
neonorate, fapt care a determinat trecerea în administrare specială prin ME – OPSPI. Pentru
Icemenerg-Service s-a evaluat iniţial că valoarea activelor este mai mare decât valoarea
creanţelor ceea ce a justificat, la momentul respectiv, demersul de restructurare și privatizare.
Este foarte posibil ca la o reevaluare în condiţiile prezentului, acest raport să nu se mai
păstreze.
Pentru filialele ICEMENERG, ICEMENERG – Service şi Formenerg a fost demarat sub
coordonarea ME un proces de restructurare şi privatizare care a avut finalitate parțială doar în
cazul ICEMENERG.
Sucursalele Companiei
Serviciul de transport al energiei electrice constă în transmiterea de energie electrică activă
între două sau mai multe puncte ale RET în SEN, cu respectarea normelor de continuitate,
siguranță și calitate, cu asigurarea condițiilor tehnice și menținerea parametrilor de funcționare
ai RET, și se realizează prin intermediul a opt sucursale (fără personalitate juridică) cu sediul în
București, Bacău, Cluj-Napoca, Craiova, Constanța, Pitești, Sibiu și Timișoara. Activitatea
principală a sucursalelor este reprezentată de gestionarea rețelei electrice de transport, pe
teritoriul ocupat de sucursală, și este prezentată în diagrama de mai jos:
Pagina | 23
FIGURA 2 SUCURSALELE COMPANIEI
2.3. Acționariat
La data de 30 iunie 2013, structura acționariatului arăta astfel:
Acționar
Acțiuni
Procent
43.020.309
58,7%
Fondul Proprietatea S.A.
9.895.212
13,5%
S.I.F. Oltenia
5.212.332
7,1%
Alți acționari persoane juridice și fizice 15.175.289
20,7%
Statul Român
Total
73.303.142 100,00%
TABEL 6 STRUCTURA ACȚIONARIATULUI
Sursa: Depozitarul central, prelucrare Transelectrica
Prin OUG nr. 18/2013 s-a stabilit modul de separare a controlului asupra activităților de
monopol, pe de o parte, și a celor desfășurate în regim concurențial (producție şi furnizare), pe
de altă parte, în cadrul sectorului energiei electrice și gazelor naturale. Conform actului normativ
menționat, reprezentarea intereselor statului în acționariatul Transelectrica a fost preluată de
Ministerul Finanțelor Publice, de la Ministerul Economiei.
2.4. Structura de administrare
Transelectrica este administrată într-un sistem dualist, de către un Directorat, sub
supravegherea unui Consiliu de Supraveghere (CS).
Membrii Consiliului de Supraveghere sunt numiţi de către Adunarea Generală Ordinară a
Acţionarilor, cu respectarea prevederilor aplicabile societăților admise la tranzacţionare şi sunt
Pagina | 24
selectaţi în conformitate cu prevederile Ordonanţei de Urgenţă a Guvernului nr. 109/2011
privind guvernanţa corporativă a întreprinderilor publice.
Consiliul de Supraveghere își desfășoară activitatea potrivit propriului regulament de
organizare și funcționare, prevederilor Actului Constitutiv, Regulamentului de Guvernanță
Corporativă și reglementărilor legale în vigoare.
Potrivit prevederilor Actului Constitutiv, membrii Consiliului de Supraveghere sunt aleși de
AGOA pentru un mandat de cel mult 4 ani.
Consiliul de Supraveghere este format din 7 membri. Membrii Consiliului de Supraveghere pot
avea calitatea de acţionari ai Companiei. Directoratul își exercită atribuţiile sub controlul
Consiliului de Supraveghere. De altfel, membrii Consiliului de Supraveghere nu pot fi
concomitent membri ai Directoratului. De asemenea, ei nu pot cumula calitatea de membru în
Consiliul de Supraveghere cu cea de salariat al Companiei.
Procesul de luare a deciziilor este o responsabilitate colectivă a Consiliului de Supraveghere,
care, ca regulă, va fi ținut responsabil solidar pentru toate deciziile luate în exercitarea
competențelor sale.
Consiliul de Supraveghere are, în principal, următoarele atribuții:

exercită controlul asupra modului în care Directoratul conduce Compania;

avizează bugetul de venituri și cheltuieli;

aprobă planul de management întocmit de către Directorat;

elaborează și prezintă Adunării Generale a Acționarilor, spre aprobare, planul de
administrare, care include strategia de administrare pe durata mandatului;

determină structura și numărul membrilor Directoratului;

numește și revocă membrii Directoratului și stabilește remunerația acestora;

verifică dacă activitatea desfășurată în numele și pe seama Companiei este în conformitate
cu legea, cu Actul Constitutiv și cu orice hotărâre relevantă a Adunării Generale a
Acționarilor;

prezintă Adunării Generale a Acționarilor un raport privind activitatea de supraveghere
desfășurată;

reprezintă Compania în raporturile cu Directoratul;

aprobă regulile interne ale Directoratului;

verifică situațiile financiare ale Companiei;

verifică raportul membrilor Directoratului;
În cazuri excepționale, când interesul Companiei o cere, Consiliul de Supraveghere poate
convoca Adunarea Generală a Acționarilor.
Pagina | 25
Consiliul de Supraveghere are de asemenea, atribuții de avizare/aprobare a contractelor,
creditelor și diferitelor operațiuni la nivelul Companiei, conform limitelor de competență
prevăzute în Anexa nr. 2 la Actul Constitutiv.
Membrii Consiliului de Supraveghere pot exercita orice act care este legat de controlul asupra
administrării Companiei în interesul acesteia, cu respectarea prevederilor legale și statutare
aplicabile.
Atribuțiile Consiliului de Supraveghere înscrise în Actul Constitutiv sunt fie detaliate, fie
completate cu o serie de atribuții descrise în Regulamentul de organizare și funcționare al
Consiliului de Supraveghere, cu precizarea că o parte dintre acestea reiau atribuțiile înscrise în
Actul Constitutiv al Transelectrica.
Consiliul de Supraveghere se supune de asemenea și Regulamentului de guvernanță
corporativă care descrie modul în care Compania adoptă și aplică cele mai bune principii ale
guvernanței corporative precum și recomandărilor Codului de Guvernanță Corporativă destinat
societăților comerciale ale căror instrumente financiare sunt tranzacționate la Categoria I pe
piața reglementată, operată de BVB.
2.5. Modul de desfășurare al activității
Obligațiile și obiectul de activitate al Transelectrica sunt stabilite prin Legea energiei și a gazelor
naturale nr. 123/2012 și Condiţiile asociate Licenţei nr. 161 pentru transportul de energie
electrică și furnizarea serviciului de sistem, ele corespunzând cadrului legal european pentru
companiile de tip OTS.
În domeniul activităților reglementate, misiunea Transelectrica se completează cu activitățile
specifice privind:

emiterea de certificate verzi pentru energia electrică produsă din resurse regenerabile în
aplicarea dispoziţiilor Legii nr. 220/2008;

îndeplinirea misiunii de administrator al schemei suport pentru cogenerarea de înaltă
eficiență atribuită prin hotărâre de guvern.
Serviciul de transport al energiei electrice
Serviciul de transport al energiei electrice constă în transmiterea de energie electrică activă
între două sau mai multe puncte ale RET în SEN, cu respectarea normelor de continuitate,
siguranță și calitate, cu asigurarea condițiilor tehnice și menținerea parametrilor de funcționare
ai RET, și se realizează prin intermediul celor opt sucursale.
Serviciul de transport este considerat serviciu public și se asigură de către Transelectrica în
condiții nediscriminatorii pentru toți utilizatorii RET. Beneficiarii serviciului de transport sunt toți
Pagina | 26
titularii de licență care introduc energie electrică în RET (producătorii de energie electrică,
furnizorii de energie electrică incluzând importatorii), respectiv extrag energie electrică din RET
(furnizorii de energie electrică, producătorii/furnizorii care exportă, precum și consumatorii
eligibili). Serviciul este prestat în baza tarifului de transport, aflat sub incidența reglementărilor
ANRE.
Serviciile de sistem
Activitatea de serviciu de sistem constă în conducerea prin dispecer a funcționării SEN pentru
menținerea nivelului de siguranță în funcționare a sistemului electroenergetic, precum și a
calității energiei electrice.
Conform prevederilor Codului Tehnic al Rețelei Electrice de Transport, serviciul de sistem este
realizat în beneficiul tuturor utilizatorilor rețelelor electrice de transport cu scopul de a asigura:

funcționarea în siguranță a SEN;

funcționarea eficientă a pieței de energie;

menținerea în permanență a parametrilor normați ai energiei electrice la toți participanții la
piață;

restaurarea funcționarii SEN la rămânerea fără tensiune, în cazul unor avarii extinse sau a
unui colaps de sistem.
Activitatea de serviciu sistem se realizează utilizând resurse proprii (competențe și mijloace
tehnice specifice-infrastructură de dispecerizare) și resurse achiziționate (servicii de sistem
tehnologice). Pentru asigurarea managementului SEN, Compania utilizează resurse proprii
denumite servicii de sistem funcționale și resurse achiziționate constând în servicii de sistem
tehnologice achiziționate de regulă de la producători de energie electrică.
Serviciile de sistem tehnologice sunt achiziționate, de regulă, pe bază de contracte
reglementate, precum şi prin licitație de la producători la cererea Transelectrica, pe baza unei
proceduri stabilite de către ANRE pentru menținerea nivelului de siguranță în funcționare al
SEN, precum și a calității energiei transportate la parametrii ceruți de legislația în vigoare.
Principalele servicii de sistem tehnologice achiziționate de Transelectrica sunt banda de reglaj
secundar, rezerva terțiară rapidă şi rezerva terțiară lentă.
Serviciile de sistem funcționale reprezintă serviciile de dispecerizare furnizate de Transelectrica
și constau în planificarea și conducerea operațională a SEN, precum și celelalte activități
prestate de Transelectrica în scopul echilibrării în timp real a producției cu consumul.
Pagina | 27
Operatorul pieței de echilibrare (PE)
În concordanță cu prevederile Codului comercial al pieței angro de energie electrică, piața de
echilibrare a fost introdusă și a început să funcționeze în România din iulie 2005. Scopul pieței
de echilibrare este de a elimina în timp real dezechilibrele (fie de deficit, fie de excedent)
determinate de producția și consumul de energie electrică și de a îmbunătăți precizia
prognozelor, precum și a notificărilor fizice făcute în acest scop de toți participanții la piață.
Operatorul pieței de echilibrare, stabilit în cadrul Transelectrica, este responsabil pentru
înregistrarea participanților la piața de echilibrare, colectarea și verificarea ofertelor, precum și
pentru realizarea calculelor de cantități necesare decontării tranzacțiilor aferente pieței de
echilibrare. Transelectrica este partea contractantă pentru fiecare participant la piața de
echilibrare, în toate tranzacțiile încheiate în cadrul acesteia.
Serviciile de sistem tehnologice, administrarea pieţei de echilibrare şi administrarea bonusului
de cogenerare eficientă sunt activităţi non-profit.
2.6. Instalații electrice gestionate
Transelectrica realizează activitatea de transport al energiei electrice prin intermediul Reţelei
Electrice de Transport, formată din staţii și linii electrice.
Rețeaua electrică de transport este definită ca fiind rețeaua electrică de interes național și
strategic cu tensiunea de linie nominală mai mare de 110 kV, cuprinzând inclusiv elementele de
susținere a liniilor și de protecție a acestora, stațiile electrice și alte echipamente
electroenergetice conectate între ele. RET realizează interconectarea producătorilor de
electricitate cu rețelele de distribuție, consumatorii mari și sistemele electroenergetice
învecinate.
Volumul de instalaţii gestionat de Transelectrica este format din:
81 staţii electrice, din care:
1 staţie 750 kV
38 staţii 400 kV
42 staţii 220 kV
8.844 km linii electrice aeriene (LEA), din care:
155 km 750 kV
4.704 km 400 kV
3,947 km 220 kV
38 km 110 kV (linii de interconexiune cu sistemele ţărilor vecine)
Pagina | 28
138 unităţi principale de transformare totalizând 36.100 MVA, după cum urmează:
2 x 1.250 MVA
22 x 400 MVA
81 x 200 MVA
2 x 500 MVA
30 x 250 MVA
1 x 100 MVA
FIGURA 3 REȚEAUA ELECTRICĂ DE TRANSPORT DIN ROMÂNIA
Deşi în ultimii ani s-a desfăşurat un program intens de retehnologizare/modernizare, există încă
în instalaţii numeroase echipamente primare și secundare în diferite stadii de uzură fizică și
morală, multe fiind puse în funcţiune înainte de 1990 şi bazate pe soluţii tehnologice depăşite.
În continuare, o mare parte din instalaţiile RET trebuie, în funcţie de situaţie, modernizate,
reparate capital sau înlocuite pentru a se putea menţine standardele de calitate impuse de
funcţionarea interconectată cu ENTSO-E.
Activitatea de mentenanţă se înscrie în concepţia Transelectrica de management al activelor şi
este, conform practicii mondiale, o componentă a acestuia.
Conform cerinţelor ANRE, activitatea de mentenanţă se desfăşoară pe baza Programului de
Asigurare a Mentenanţei (PAM), care realizează: reglementarea activităţii, introducerea unei
concepţii moderne de optimizare și desfăşurare a activităţii.
Pagina | 29
Punerea în aplicare a PAM și gestionarea activităţii de mentenanţă se realizează de către
personalul din Transelectrica în baza procedurilor operaţionale, prescripţiilor, fişelor tehnologice,
normelor tehnice interne și a instrucţiunilor de lucru specifice.
Pentru monitorizarea şi conducerea SEN, Transelectrica utilizează un sistem complex de
conducere prin dispecer (hardware, software și căi de comunicaţie). Sistemul EMS/SCADA este
proiectat şi implementat de către firma AREVA folosind ca software de bază sistemul de
operare Windows 2003 Server. EMS/SCADA asigură transmiterea redundantă a informaţiilor, în
condiţii de detectare şi tratare a erorilor, între toate staţiile, Dispecerul Energetic Central (DEC)
şi cei cinci dispeceri teritoriali (DET) din reţeaua controlată de Transelectrica. Ulterior a fost
pusă în funcțiune platforma IT Damas, furnizor Unicorn- Cehia pentru operarea pieţei de
echilibrare. Infrastructura sistemului EMS/SCADA și de telecomunicaţii este prezentată în figura
de mai jos.
FIGURA 4 REȚEAUA DE TELECOMUNICAȚII TRANSELECTRICA
Sistemul de teleconducere EMS/SCADA utilizează, într-o concepţie hardware și software
modulară, funcţii inclusiv pentru administrarea pieţei de energie, în special a pieţei.
Transelectrica, în calitate de Operator de Transport și de Sistem, dezvoltă mecanismele pieței
competitive a energiei electrice și îmbunătăţeşte fiabilitatea sistemului electroenergetic naţional
la nivelul standardelor reţelei europene interconectate de electricitate (ENTSO-E).
Pagina | 30
Acest sistem de teleconducere depinde esenţial de infrastructuri performante și sigure de
telecomunicaţii, bazate pe o reţea de fibră optică cu acoperire naţională. Transelectrica a
realizat şi extinde în continuare o infrastructură de telecomunicaţii, bazată pe instalarea de fibre
optice în conductoarele de protecţie ale liniilor electrice aeriene de 220 kV şi de 400 kV.
Transelectrica deţine una din cele mai întinse reţele naţionale de fibră optică (aproximativ 5.000
Km) având și o capacitate de transport foarte mare (momentan maxim STM-16).
2.7. Resurse umane
În prezent, exploatarea staţiilor electrice din RET și asigurarea serviciilor de dispecerizare a
SEN se realizează cu personal operativ/operațional organizat în program de tură permanentă.
Transelectrica, prin prisma specificului activităţii desfăşurate și potrivit licenţei de funcționare, nu
utilizează angajaţi temporari, numărul total al angajaţilor redat mai jos reprezentând persoane
angajate cu contract individual de muncă pe durată nedeterminată.
Număr de personal existent
2012
Total personal, din care:
2.198
Dispecer Energetic Național
195
Personal exploatare din: stații de transformare, centre de teleconducere și centre de
exploatare
963
Personal admitere-recepție
119
Personal OMEPA direct implicat în activități productive – centre de exploatare,
soluționare neconformități, sisteme telecontorizare, relații participanți piață
40
Personal direct implicat în organizarea şi monitorizarea activităților de exploatare
stații (Servicii: exploatare, tehnic, PRAM, QMSSM, investiții, securitate instalații etc.)
420
Personal din activități suport și management executiv
461
TABEL 7 STRUCTURA ANGAJAȚILOR PE CATEGORII DE PERSONAL
Pagina | 31
2.8. Informații financiare
Date financiare cheie
Mil RON
2011
2012
Δ2012/2011
Venituri operaționale
Costuri operaționale
EBITDA (profit operațional
înainte de amortizare)
Amortizare
EBIT (profit operațional după
amortizare)
Rezultat financiar
EBT (profit înainte de
impozitare)
Impozit pe profit
Profit net
3,132
2,658
473
2,768
2,370
398
298
176
2014
2015
2016
2017 CAGR
-364 -12%
-288 -11%
-75 -16%
2013
BVC
2,788
2,333
455
2,736
2,227
509
2,750
2,205
545
2,765
2,193
572
2,783
2,176
607
315
83
17 6%
-93 -53%
341
114
382
126
402
143
422
150
450
157
-32
143
-36
47
-4 13%
-96 -67%
-69
45
-59
67
-66
77
-70
80
-76
80
33
110
13
34
-20 -61%
-76 -69%
16
29
10
57
12
65
12
68
12
68
0%
-2%
9%
7%
14%
16%
11%
-1%
15%
TABEL 8 SINTEZĂ CONT PROFIT ȘI PIERDERE (ISTORIC ŞI PREVIZIUNI)
Scăderea înregistrată la nivelul veniturilor operaţionale în anul 2012 faţă de anul 2011 a fost
cauzată în principal de reducerea cantităţii de energie electrică tarifată de companie pentru
serviciul de transport şi serviciile de sistem în condiţiile menţinerii în anul 2012 a tarifelor
reglementate aferente acestor servicii la nivelul anului 2011.
Profitabilitatea operațională (EBITDA, EBIT) s-a deteriorat, reducerea înregistrată la nivelul
costurilor operaţionale (programele de reducere a costurilor au fost restricţionate de structura
preponderent fixă a costurilor) necompensând integral diminuarea veniturilor operaționale
cauzată de o scădere a consumului de energie.
Rezultatul financiar negativ, determinat de costurile cu dobândă şi diferenţele nefavorabile de
curs valutar aferente împrumuturilor în monedă straină, s-a menţinut în anul 2012 la un nivel
apropiat de cel înregistrat în anul 2011.
Profitul net a înregistrat în anul 2012 o scădere de cca. 70% față de anul 2011 în principal pe
fondul reducerii profitului operațional.
Obiectivul financiar urmărit de Consiliul de Supraveghere pentru mandatul 2013-2017 îl
constituie reducerea volatilităţii performanţei financiare pe baza asigurării independenţei
surselor de finanţare necesare activităţii operaţionale şi derulării programelor de investiţii
pentru modernizarea, retehnologizarea şi dezvoltarea RET. Astfel reducerea cheltuielilor
operaționale (în special cele cu reparaţiile şi mentenanţa), pe fondul accelerării programelor
de investiţii, vor determina o creştere a profitului operațional înainte de dobânzi, taxe şi
amortizări (EBITDA) de circa 8,8% în medie pe an pentru 2012-2013, ceea ce va determina o
ameliorare a profitabilităţii brute (EBT) de 11,3% în medie pe an printr-o gestionare adecvată
Pagina | 32
a costurilor financiare pe baza optimizării mixului de finanțare.
Mil RON
Active
Active imobilizate
Active circulante
Total active
Capital și datorii
Capitaluri proprii
Total datorii, din care:
Datorii termen lung
Datorii termen scurt
Total capital și datorii
2011
2012
3,656
1,525
5,181
2,424
2,757
1,358
1,399
5,181
Δ2012/2011
#
2014
2015
2016
2017
3,787
1,158
4,945
131
4% #
-367 -24% #
-236 -5% #
3893
1,363
5,256
4035
1,374
5,409
4217
1,393
5,610
4389
1,405
5,794
2,431
2,514
1,558
957
4,945
7
0% #
-243
-9% #
200 15% #
-442 -32% #
-236 -5% #
2,462
2,794
1,807
987
5,256
2,492
2,917
1,814
1,103
5,409
2,520
3,090
1,803
1,288
5,610
2,543
3,251
1,823
1,428
5,794
TABEL 9 SITUAŢIA POZIȚIEI FINANCIARE (ISTORIC ȘI PREVIZIUNI)
Transelectrica a menţinut o poziție financiară robustă, un nivel confortabil de lichiditate şi o bază
de capital solidă raportată la nivelul datoriilor.
Reducerea activelor/pasivelor totale în anul 2012 faţă de anul 2011 a fost determinată de
scăderea semnificativă a soldului clienţilor/furnizorilor pe fondul reducerii volumului de energie
tarifat, a menţinerii tarifelor reglementate la nivelul anului 2011 şi a reducerii valorii tranzacţiilor
pe piaţa de echilibrare.
Accelerarea programului de investiții, avut în vedere de Consiliul de Supraveghere pentru
mandatul 2013-2017, va conduce la creşterea activelor imobilizate în linie cu creșterea
capitalurilor atrase pentru finanțarea operațiunilor și investițiilor.
Mil RON
Numerar net din activitatea de
exploatare
Numerar net utilizat în activitatea de
investiții
Numerar net utilizat în activitatea de
finanțare
Creșterea netă a numerarului și
echivalentelor de numerar
Numerar și echivalente de numerar
la 1 ianuarie
Numerar și echivalente de
numerar la sfârșitul exercițiului
2011
2012
536
455
-337
-377
-38
Δ2012/2011
2013
2014
2015
2016
2017
534
517
586
573
12%
-515
-544
-603
-622
-87
-49 129%
-1
41
34
54
162
-9
-171 -106%
17
14
17
5
143
305
162 113%
295
559
576
590
607
305
295
-10
559
576
590
607
612
-81 -15%
-40
-3%
TABEL 10 FLUX DE NUMERAR (ISTORIC ȘI PREVIZIUNI)
Scăderea netă a numerarului în anul 2012 comparativ cu creșterea netă a numerarului în 2011
a fost cauzată de reducerea fluxului net de numerar din activitățile operaționale pe fondul
reducerii încasărilor din activitățile de bază în contextul diminuării volumului tarifat de energie,
Pagina | 33
creșterii numerarului net utilizat în activitatea de investiții și creșterii numerarului net utilizat în
activitatea de finanțare prin rambursarea unor sume mai mari din împrumuturile bancare pe
termen lung și pe termen scurt.
Politica de diversificare a surselor de finanțare și de optimizare a structurii de capital, avută în
vedere de Consiliul de Supraveghere pentru mandatul 2013-2017, va permite un flux de
numerar stabil și mai puțin riscant din perspectiva creșterii perioadei de maturitate medii a
surselor de finanțare, optimizării costurilor fixe și variabile de finanțare și echilibrării mixului de
valute cu reducerea riscului de volatilitate a cursurilor de schimb valutar.
Pagina | 34
Analiza strategică a Companiei
3.1. Considerații generale asupra economiei și sectorului
energetic din România
În anul 2012, Uniunea Europeană a continuat să fie marcată de criza financiară cu accent pe
cea a datoriilor suverane şi disciplinei bugetare, fenomen care a făcut ca ieşirea din recesiune a
economiilor europene să se desfăşoare într-un ritm mai lent decât se preconiza.
Crizele financiare și economice la nivel mondial (efect SUA – relaxare cantitativă
“quantitative easing”) și european au afectat și afectează în continuare mediul economic
internațional și la nivel de UE.
România este caracterizată de o ieșire lentă din perioada de recesiune, iar economia, în
general, și industria, în special, se confruntă la nivelul marilor întreprinderi cu probleme; au
fost afectate atât companii private cât și companii de stat; unele companii importante sunt în
proces de insolvență sau de privatizare.
Mai mult, piața de capital din România întâmpină probleme de volum și lichiditate.
Anul 2012 a adus provocări externe pentru mediul economico-financiar românesc: volatilitatea
pieţelor financiare internaţionale a fost în creştere, criza datoriilor suverane din zona euro s-a
accentuat, iar riscul de extindere a efectelor acestei crize s-a majorat, oferta de credit către
sectorul real s-a diminuat pe fondul problemelor de consolidare bilanţieră şi de asigurare a
finanţării care preocupă instituţiile de credit, creşterea economică în ţările partenere a încetinit.
Pe acest fond complex și tensionat, percepţia investitorilor s-a înrăutăţit iar incertitudinile privind
perspectivele de creştere economică s-au accentuat.
Agenţiile de rating au redus calificativele pentru numeroase ţări din UE, România fiind printre
puţinele excepţii. Astfel, agenţia de rating Standard&Poor's a reconfirmat, la 25.05.2012, ratingul BB+ al României pentru obligaţiunile pe termen lung emise în monedă străină și locală,
precum şi rating-ul B pentru obligaţiunile pe termen scurt emise în monedă străină și locală, cu
perspectivă stabilă. La 28.06.2012, agenţia de rating Fitch a reconfirmat rating-ul României la
BBB- pentru obligaţiunile pe termen lung emise în monedă străină și locală, cu perspectivă
stabilă, menţinând astfel rating-ul ţării noastre în categoria investment grade. La 29.06.2012,
Moody's a reconfirmat ratingul României pentru datoriile pe termen lung în valută şi lei ale
României, la Baa3, dar a înrăutăţit perspectiva, de la stabilă la negativă, România rămânând
totuşi în categoria investment grade, cu risc scăzut pentru investiţii. Agenţia de rating și-a
Pagina | 35
motivat decizia invocând riscurile crescute asociate pieţei locale care vin din legături comerciale
şi investiţionale puternice cu zona euro.
Tensiunea din pieţele internaţionale a afectat România în special prin evoluţia cursului de
schimb, autorităţile române păstrând accesul la finanţare externă, atât pe piaţa americană (două
emisiuni de obligaţiuni, în ianuarie şi februarie 2012) cât și pe piaţa europeană (o emisiune de
obligaţiuni în septembrie).
Potrivit estimărilor INSSE din februarie 2013, în anul 2012 produsul intern brut (PIB) al
României a crescut cu 0,2% comparativ cu anul 2011, în timp ce PIB-ul zonei euro (EA17) a
scăzut cu 0,6% iar al Euro27, din care face parte şi România, a înregistrat o scădere de 0,5%.
În acest context, sectorul energetic este într-o tranziție profundă și accelerată în care se
întrepătrund multiple planuri (național versus european, intern versus regional, tehnic versus
comercial, limitele randamentelor versus cadrul de reglementare) și trebuie să facă față
principalelor provocări care se manifestă la nivel intern și pan-european: securitatea alimentării
cu energie, creșterea competitivității economice și reducerea impactului asupra mediului
înconjurător.
Corelat cu dinamica PIB, consumul de energie electrică a fost moderat și cu tendințe lente de
creștere: după o scădere cu aprox. 9% în anul 2009 faţă de 2008, consumul final intern a
cunoscut o revenire în anii 2010 şi 2011, atingând valori apropiate de cele din 2009.
În anul 2012 consumul brut intern a avut variaţii lunare cu valori cuprinse între -5,7% ÷ 4,2%,
comparativ cu lunile similare ale anului 2011. Pe întreg anul 2012 s-a înregistrat o scădere a
consumului de 1,5%, comparativ cu anul 2011, în timp ce producţia a avut o scădere de circa
5%. Soldul a avut scăderi importante comparativ cu 2011, încheind anul cu o scădere de
113,3%.
Pagina | 36
FIGURA 5 CONSUMUL INTERN DE ENERGIE ELECTRICĂ
Mai mult, perspectivele cu privire la consum se mențin pesimiste. Pornind de la datele
macroeconomice disponibile (prognoza Comisia Naţională de Prognoză (CNP) pentru PIB în
perioada 2013-2016) și ținând cont de tendințele de evoluție a cererii de energie electrică,
pentru Transelectrica se estimează o scădere a consumului intern net cu 5% în 2013, față de
2012, urmată de o scădere anuală de 4,0% pentru 2014 -2017.
- 4%
60.00
55.24
56.06
-4%
53.93
51.17
50.00
49.12
47.15
45.27
43.46
2015
2016
2017
[TWh]
40.00
30.00
20.00
10.00
-
2010
2011
2012
2013
2014
FIGURA 6 ENERGIA TARIFATĂ (ISTORIC ȘI PREVIZIUNI)
Continuarea tendinţei de scădere a consumului intern de energie este una dintre asumpţiile
fundamentale ale perspectivei de evoluţie a Companiei pe durata mandatului 2013-2017.
Consilliul de Supraveghere a luat în calcul o scădere medie anuală de 4,0%, în linie cu media
ultimilor ani.
Pagina | 37
Structura producţiei totale anuale de energie electrică, începând din 2010 este prezentată mai
jos:
30,000
12
GWh
25,000
x10
10
20,000
8
15,000
6 X
x4
10,000
4
5,000
2
0
0
2010
2011
2012
Nuclear
Carbune
Hidrocarburi
Ape
Eoliene
Biomasa
Fotovoltaice
Crestere regenerabile (dr.)
FIGURA 7 STRUCTURA PRODUCȚIEI TOTALE ANUALE DE ENERGIE ELECTRICĂ (2010 – 2012)
Referitor la structura pe resurse primare a producţiei de energie electrică, în 2012 se remarcă o
creştere a contribuţiei centralelor eoliene la circa 5% din total producţie. Producţia centralelor
eoliene este puternic intermitentă. În 2013 s-au înregistrat perioade orare în care producţia
efectivă a fost aproape de maximul puterii instalate, aspecte cu impact direct în dispecerizare.
Faţă de 2011, s-au înregistrat scăderi pentru producţia termoelectrică cu circa 8% și producţia
hidroelectrică cu circa 17% (ca urmare a activării de către Hidroelectrica a clauzei de forţă
majoră, având ca efect imediat diminuarea contractelor către furnizori) dar şi o uşoară creştere
a producţiei în centralele pe hidrocarburi cu circa 4%, datorată în mare parte intrării în piaţă a
CCCC Petrom.
Sectorul energetic românesc se caracterizează prin dezvoltarea excesivă a noilor surse de
regenerabile (în principal vânt, dar și solar) datorită atractivității mari a schemelor de sprijin,
însă necorelat cu nivelele prognozate de consum intern și respectiv de export. Prin
urmare, sunt generate presiuni investiționale și de finanțare pentru asigurarea infrastructurii de
transport necesară integrării acestora în SEN (conectarea la rețea și apoi pe linie de operare).
În conformitate cu Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, Operatorul
de Transport și Sistem trebuie să asigure planificarea pe termen lung a necesarului de
investiții în capacităţi de transport, în vederea acoperirii cererii de energie electrică a
sistemului și a asigurării livrărilor către clienţi, în concordanţă cu stadiul actual şi
Pagina | 38
evoluția viitoare a consumului de energie și a surselor, inclusiv importurile și exporturile
de energie.
În ultima perioadă, una din problemele majore în planificarea reţelei întâmpinate de
Transelectrica constă în incertitudinea asupra evoluţiei parcului de producţie care se desfăşoară
descentralizat, ca o consecinţă a planurilor de afaceri ale investitorilor. Nu există un organism
care să coreleze evoluţia parcului de producţie cu evoluţia consumului și care să poată pune la
dispoziţia OTS un grafic de evoluţie în timp pe care să se bazeze planificarea dezvoltării reţelei.
Sursa principală de informare pentru Operatorul de Transport și Sistem sunt comunicările de
intenţii primite la solicitarea sa de la producătorii existenţi și cererile de racordare la reţea
primite de la potenţiali utilizatori conform legislaţiei în vigoare privind accesul la reţea.
Mai mult, intenţiile de dezvoltare sau reducere a activităţii producătorilor sunt informaţii sensibile
din punct de vedere comercial, iar realizarea lor este dependentă de reuşita finanţării, deci
credibilitatea informaţiilor primite de OTS este limitată. Acestea nu reprezintă un angajament
ferm din partea beneficiarilor şi nerespectarea programului propriu anunţat nu prezintă nici un
risc pentru aceştia. În schimb, timpul necesar construcţiei unor linii noi este semnificativ mai
mare decât cel al construirii obiectivelor de producţie sau consum noi şi necesită planificarea pe
termen lung a dezvoltării RET. Modificarea în 2013 a cadrului legal pentru schemele de sprijin
urmeaza sa-si faca simtite efectele in viitorul apropiat
Consiliul de Supraveghere are în vedere accelerarea ritmului investiţional pe durata mandatului
2013-2017, la limita maximă permisă de cadrul de reglementare şi pe baza diversificării surselor
de finanţare. Măsura este menită să reverseze tendinţa de scădere a BAR-ului, manifestată în
ultimii ani şi să îmbunătăţească performanţa financiară a companiei prin reducerea în special a
cheltuielilor cu mentenanţa si reparaţiile.
3.2. Evoluții la nivel european
Strategia „Europa 2020”, include țintele fixate deja la nivel comunitar în sfera energiei și
schimbărilor climatice, regăsite sub codul „20/20/20”, respectiv: o țintă de 20% în ceea ce
privește ponderea energiei obținute din resurse regenerabile în consumul final brut de
energie, creșterea cu 20% a eficienței energetice și reducerea consumului cu 20%.
Priorităţile acestei strategii sunt transpuse în legislație, între care cel de-al treilea pachet
legislativ, precum și în propunerile de susținere a investiţiilor necesare RET europene:
pentru noul pachet de infrastructură energetică (Energy Infrastructure Package), Projects of
Common Interest.
Pentru a atinge aceste obiective, Uniunea Europeană este în curs de a pune în aplicare o
Pagina | 39
politică şi legislaţie energetică, care să acopere o gamă completă de problematici: resursele
energetice, schimbările climatice, dezvoltarea coordonată a infrastructurii de transport în
energie și liberalizarea piețelor de energie electrică și gaze naturale, deziderate care
presupun implicarea activă atât a factorilor de decizie politică, a autorităților de reglementare
a operatorilor de infrastructură cât și a industriei energetice în general.
Participarea Transelectrica la realizarea pieței regionale de energie electrică din zona
Centru–Est și Sud-Estul Europei, în vederea integrării acesteia în piața unică europeană
de energie
Consiliul Uniunii Europene (4 februarie 2011) şi Consiliul pentru Transport Telecomunicaţii și
Energie (28 februarie 2011) au stabilit sarcini pentru ACER (Agenţia pentru Cooperarea
Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei), reglementatorii naţionali și Operatorii de
Transport și de Sistem europeni privind anul 2014 ca termen limită pentru realizarea unei pieţe
de energie pe deplin funcţională la nivel pan-european.
Pachetul 3 Energie - prin Reglementarea nr. 714/2009 și Directiva nr. 72/2009 - stabileşte
obiective clare privind necesitatea îmbunătăţirii cooperării și a coordonării între Operatorii de
Transport și de Sistem la nivel regional și pan-european în vederea asigurării și gestionării unui
acces eficient şi transparent la reţelele de transport transfrontaliere şi a îmbunătăţirii siguranţei
în alimentarea consumatorilor cu energie electrică la nivel regional/comunitar.
Conform art. 12 – Cooperarea regională a OTS, alin. (2) din Regulamentul nr. 714/2009/CE,
„Operatorii de transport și de sistem promovează acorduri operaţionale, în vederea asigurării
unei gestionări optime a reţelei, precum și dezvoltarea schimburilor de energie, alocarea
coordonată de capacitate transfrontalieră prin soluţii nediscriminatorii bazate pe mecanismele
pieţei, acordând o atenţie deosebită meritelor speciale ale licitaţiilor implicite pentru alocările pe
termen scurt, precum și integrarea mecanismelor de echilibrare și a celor privind rezerva de
putere.”
Liniile directoare privind alocarea capacităţilor şi managementul congestiilor, aprobate prin
Decizia ACER nr. 2/2011, Cap. 3, pct. 3.1. – Metode de alocare a capacităţii pentru ziua
următoare, prevăd: „Codul de reţea privind alocarea capacităţilor şi managementul congestiilor
(CACM) va prevedea ca OTS-urile să implementeze alocarea de capacitate pe piaţă pentru ziua
următoare pe bază de licitaţii implicite, prin intermediul unui algoritm unic de calcul al preţului de
cuplare care determină simultan volumele şi preţurile în toate zonele relevante, pe baza
principiului de stabilire a preţurilor marginale. Punerea în aplicare va lua în considerare rolul
burselor de energie (PXs) şi va necesita armonizarea termenelor pentru licitarea pentru ziua
următoare.”
Pagina | 40
Implementarea unei pieţe regionale de energie electrică, ca un prim pas în implementarea pieţei
unice de energie electrică la nivel european, va permite:

stimularea investiţiilor în regiune;

creşterea concurenţei și scăderea indicilor de concentrare în piaţă;

optimizarea folosirii resurselor la nivel regional, inclusiv reducerea emisiilor prin folosirea
coordonată a regenerabilelor la nivel regional;

creşterea siguranţei în funcţionare (prin creşterea capacităţii de transport și a ajutoarelor de
avarie în situaţii excepţionale).
Transelectrica va juca un rol activ în formarea pieței interne de energie electrică la nivelul UE,
prin:

dezvoltarea capacităților de interconexiune cu sistemele electroenergetice vecine,

susţinerea proiectelor regionale de cuplare a pieței naționale de energie electrică cu pieţele
din țările limitrofe în perspectiva integrării piețelor regionale la nivel european,

contribuție profesională semnificativă la eforturile ENTSO-E de elaborare și standardizare a
codurilor de rețea, de piață și a planului pan-european de dezvoltare a rețelei de transport a
energiei electrice, pe orizontul de timp de 10 ani Ten Year Network Development Plan
(TYNDP),

dezvoltarea reţelei de transport, astfel încât să permită acomodarea fluxurilor crescute de
energie electrică între centralele bazate pe surse regenerabile și centrele de consum și
stocare,

creşterea eficienţei transportului energiei electrice și adoptarea tehnologiilor cu impact
negativ minim asupra mediului înconjurător,

asistență
acordată
autorităților
naționale
române
pentru
elaborarea
legislației
și
reglementărilor naționale menite să transpună prevederile legislației comunitare specifice, în
legislaţia şi reglementările naţionale.
Până acum, în relaţia cu partenerii de interconexiune, Transelectrica a implementat
mecanismele de alocare explicită de capacitate pentru toate orizonturile de timp prevăzute în
reglementări (anual, lunar, săptămânal, zilnic şi intra-zilnic). Alocarea se face pe baza unor
acorduri bilaterale, avizate de autorităţile de reglementare naţionale.
Această etapă constituie doar un prim pas în aplicarea unei metode comune de alocare
coordonată de capacitate și energie electrică la nivel regional și apoi pan-european (alocare
implicită) conform art.3.2. din Anexa 1 la Regulamentul nr. 714/2009, proces complex care
implică atât pregătirea cadrului de reglementare de cuplare a pieţelor naţionale de energie
Pagina | 41
electrică, coordonarea cu bursele de energie electrică din regiune, cât și cooperarea la nivel
regional între OTS-uri pentru implementarea unui Centru regional de alocare coordonată (CAO).
În sud-estul Europei (regiunea a 8-a) este în curs de implementare un centru de alocare
coordonată explicită a capacității de transport transfrontalieră.
CAO este un proiect regional inițiat de Comisia Europeană, actualmente coordonat de Comisia
Europeană și de Comunitatea Energetică din sud-estul Europei, având drept scop alocarea
explicită (la început pentru un NTC calculat bilateral și ulterior coordonat la nivel regional) a
capacității de transport pe liniile de interconexiune între sistemele electroenergetice din sudestul Europei, bazându-se pe principiul cuplării piețelor pe baza capacității disponibile pentru
transferul transfrontalier (ATC) urmând ca ulterior să fie implementat principiul alocării implicite
pe baza fluxurilor de energie (Flow based).
Locația centrului a fost stabilită la Podgorita (Muntenegru), intrarea în efectivitate a centrului
fiind preconizată pentru jumătatea anului 2013.
România, respectiv Transelectrica, a fost de la începutul proiectului un susținător pro-activ al
acestei inițiative regionale, având în vedere importanța acestui proiect pentru regiune și în
contextul asigurării conformității cu reglementările comunitare în domeniu.
În data de 13 iunie 2012, a avut loc la Becici (Muntenegru) ceremonia semnării actelor
constitutive ale Companiei de proiect al CAO, Companie care are drept scop asigurarea
suportului administrativ, procedural, legal și de infrastructură pentru viitorul CAO. Finanțarea
Companiei de proiect este realizată, în proporție de 70%, de instituțiile financiare care susțin
programe investiționale în zonă (BERD, KfW GMbH, USAID), restul fiind asigurat prin
contribuția companiilor de transport a energiei electrice din regiune.
Operatorii de Transport și de Sistem participanți la proiect sunt: CGES (Muntenegru), ELES
(Slovenia), ADMIE (Grecia), HEP-OPS (Croația), KOSTT (Kosovo), MEPSO (Macedonia),
NOSBIH (Bosnia Hertzegovina), OST (Albania), Transelectrica (România) și TEIAS (Turcia).
Companiile de transport din Bulgaria (ESO-EAD) și Serbia (EMS) și-au retras participarea la
proiect, motivând această acțiune ca fiind rezultatul unei decizii la nivel politic.
Având în vedere urgența și complexitatea procesului de implementare a unui mecanism
coordonat la nivel regional de alocare a capacității de transport transfrontaliere și de gestionare
coordonată a congestiilor pe liniile de interconexiune în sud-estul Europei, neparticiparea celor
două țări din regiune, poate bloca implementarea proiectului, în special pentru România, pentru
care singurele granițe cu regiunea sunt cu Bulgaria și Serbia.
Transelectrica a făcut toate diligențele, aflate în competența sa, pentru deblocarea situației
(intervenții atât la nivel ENTSO-E în cadrul Grupului regional, cât și bilateral în cadrul
Pagina | 42
negocierilor privind implementarea alocării bilaterale a capacității de transport pe liniile de
interconexiune), dar fără rezultat.
În acest context, România a propus Comitetului Director al proiectului, păstrarea de către
Transelectrica a calității de membru fondator fără obligativitatea plății taxei de servicii până când
cel puțin una din cele două țări își va reconsidera poziția față de participarea la CAO. Cererea
României a fost aprobată în unanimitate.
Iniţiative regionale privind cuplarea piețelor de energie electrică și implementarea
mecanismelor de alocare implicită a capacității de transport transfrontaliere
În mai multe regiuni din Europa (regiunea nord-vest, regiunea central-vest, regiunea centralest), Operatorii de Transport și de Sistem, bursele de energie electrică și autorităţile de
reglementare au iniţiat deja un proces complex de cooperare privind cuplarea pieţelor naţionale
de electricitate și implementare a mecanismelor de alocare coordonată implicită a capacităţii de
transport transfrontaliere, reglementările europene recomandând înfiinţarea de structuri
regionale în cadrul structurii generale de cooperare, cu condiţia ca rezultatele la nivel regional
să fie compatibile cu planurile de dezvoltare la nivel comunitar. Principiul agreat la nivel
comunitar (ACER) ca punct de plecare ale viitorului model al Pieței Unice Europene de Energie
Electrică) este mecanismul „Price Coupling of Regions (PCR)”.
Din punctul de vedere al pieţei de energie electrică, România este inclusă în Regiunea 8 –
Europa de Sud și Est (Regulamentul UE nr. 714/2009 şi Memorandumul Comunităţii Energetice
din sud-estul Europei), regiune cu o structură eterogenă atât din punct de vedere legislativ
(state membre UE și state care nu sunt încă membre UE pentru care nu există obligativitatea
implementării cadrului legislativ comunitar), cât și din punct de vedere al stadiului implementării
mecanismelor de piaţă în domeniul energiei.
Realizarea unei pieţe comune în această regiune, este un obiectiv pe termen lung (conform
documentelor aprobate în cadrul Comunităţii Energetice din sud-estul Europei, termenul
convenit pentru piaţa regională este după anul 2015) ceea ce poate duce la imposibilitatea
României de a respecta legislaţia Europeană în domeniu (nu poți face piaţa regională de unul
singur) şi implicit la riscul de declanşare de către Comisia Europeană a unei proceduri de
infringement.
Având în vedere importanţa şi complexitatea procesului, MECMA, ANRE, Transelectrica și
OPCOM au demarat încă de la începutul anului 2011, un proces consultativ atât la nivel
naţional (a fost iniţiat un Grup de lucru la nivel MECMA, ANRE, OPCOM și Transelectrica), cât
şi cu partenerii de interconexiune din regiunile South East Europe – SEE (Bulgaria) și Central
East Europe - CEE (Ungaria, Cehia şi Slovacia).
Pagina | 43
În cadrul regiunii SEE (South East Europe)
Pe 17 iunie 2011 România (Transelectrica și OPCOM) a transmis o propunere concretă
(agreată cu MECMA și ANRE în grupul de lucru intern) pentru cuplarea piețelor de energie
electrică din România şi Bulgaria, care cuprindea două soluții de implementare, termene
concrete de realizare și angajamentul părții române de a acorda asistență de specialitate părții
bulgare pe parcursul implementării proiectului, respectiv:

operarea piețelor spot de energie electrică de către două burse de energie electrică, fiecare
în plan național, respectiv OPCOM în România și viitoarea bursă de energie electrică
înființată de ESO, în Bulgaria, cuplarea realizându-se prin asigurarea accesului la sistemul
de tranzacţionare al OPCOM, prin deschiderea unei zone de tranzacționare separate;

operarea ambelor piețe spot de energie electrică de către o singură bursă, OPCOM,
deținătoare a Licenței pentru activitatea de operator al pieței de energie electrică din
România.
Propunerea nu a fost agreată de partenerii bulgari, care au propus dezvoltarea unui proiect nou
privind piața comună de energie electrică între România și Bulgaria.
A fost instituit un grup de experţi la nivel de ministere, autorităţi de reglementare, operatori de
bursă şi operatori de transport și de sistem şi a fost agreat un Road-map privind activităţile
următoare.
Datorită întârzierilor repetate induse de partenerii bulgari în realizarea acţiunilor convenite în
cadrul Road map-ului, implementarea proiectului pieței comune de energie electrică între cele
două ţări, conform termenelor stipulate în reglementările europene, este incertă.
În cadrul regiunii CEE (Central East Europe)
În regiunea central-est europeană, autoritățile de reglementare, OTS-urile și bursele de energie
electrică din Cehia, Slovacia și Ungaria au implementat cu succes un proiect de cuplare a
piețelor naționale de energie electrică pe baza principiului „Price Coupling of Regions (PCR)”,
folosind algoritmul COSMOS (mecanisme și aplicații recunoscute de ACER ca puncte de
plecare ale viitorului model al Pieței Unice Europene de Energie Electrică). În luna septembrie
2012, implementarea proiectului de cuplare a piețelor pentru ziua următoare din Cehia, Slovacia
și Ungaria a fost terminată, piața cuplată celor trei țări intrând în exploatare comercială.
Pentru asigurarea conformității cu țintele europene în domeniul energiei electrice, în data de 14
decembrie 2011, în urma unui proces de analiză și evaluare în cadrul unui Grup de lucru
constituit la nivel naţional (MECMA, ANRE, OPCOM și Transelectrica), entităţile române
implicate respectiv: Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei, Compania
Naţională de Transport al Energiei Electrice și Operatorului Pieței de Energie Electrică, şi-au
Pagina | 44
exprimat oficial interesul de a se alătura proiectului de cuplare a pieţelor din Cehia, Slovacia şi
Ungaria printr-o Scrisoare de Intenție.
În luna octombrie 2012, a fost aprobat, la nivel de Guvern, Memorandumul privind aderarea
României la proiectul de cuplare a piețelor de energie electrică din Republica Cehă, Ungaria și
Slovacia.
În luna decembrie 2012, entitățile din Polonia și-au exprimat și ele interesul de a se alătura
acestui proiect (denumit generic 5M MC – 5 Market Market Coupling).
Pe 11 iulie 2013, reprezentanţi ai autorităţilor naţionale de reglementare (ERÚ, ÚRSO, MEKH,
URE și ANRE), ai operatorilor de transport și sistem (ČEPS, SEPS, MAVIR, PSE și
Transelectrica) și ai operatorilor de piață/burselor de energie (OTE, OKTE, HUPX, TGE și
OPCOM) din Republica Cehă, Slovacia, Ungaria, Polonia şi România au semnat
Memorandumul de Înțelegere privind cooperarea în vederea aderării României și Poloniei la
pieţele integrate de energie electrică pentru ziua următoare din Republica Cehă, Slovacia și
Ungaria.
Urmează să fie definitivați principalii parametri ai High Level Market Deşign (în prezent se
desfășoară o consultare publică a participanților la piață privind ora de închidere a PZU) și să se
adopte un Road map privind implementarea proiectului.
Până în prezent, termenul limită agreat pentru implementare este septembrie 2014.
3.3. Analiza activităților
Transelectrica realizează principalele venituri cu impact asupra profitabilității Companiei din
tariful reglementat pentru serviciul de transport și din tariful reglementat pentru serviciul de
sistem, componenta servicii funcționale. La ele se adaugă venituri din alte activități
reglementate, rezultate din derularea procesului pentru alocarea prin licitație a capacităților de
interconexiune și din alte prestații cu o pondere mică în total. Mecanismul de compensare a
utilizării rețelei între OTS europeni poate genera atât venituri, cât și cheltuieli.
Pagina | 45
FIGURA 8 STRUCTURA VENITURILOR
Portofoliul activităților Transelectrica este în cvasitotalitate compus din activități
reglementate de ANRE; nucleul portofoliului – activitățile de transport-sistem – este
derulat de Transelectrica într-un regim strict de reglementare.
În structura activităților reglementate, operațiunile generatoare de profit sunt (i) serviciile de
transport al energiei electrice – componentă principală în formarea profitului Companiei; și (ii)
serviciile de sistem funcționale – componentă secundară în structura profitului Companiei;
celelalte activități reglementate (servicii de sistem tehnologice, servicii de administrare a pieței
de echilibrare în timp real consum-producție, servicii de administrare a pieței angro a energiei
electrice) nu permit obținerea de profit, veniturile obținute fiind transferate integral furnizorilor
reali ai serviciilor tarifate de Transelectrica pentru acoperirea costurilor acestora (producători
calificați de energie electrică – furnizori de rezerve de putere, unități dispecerizabile; operatorul
comercial al pieței angro de energie electrică OPCOM – furnizor de servicii de administrare a
piețelor centralizate de energie electrică).
Din punct de vedere al principiilor şi metodei de stabilire a veniturilor permise pentru activitatea
de transport al energiei electrice, sistemul de reglementare evoluează în perioade de 5 ani.
Pagina | 46
Anul 2012 a marcat finalul celei de a doua perioade de reglementare, care a debutat în 2008.
La finalul anului 2012, ANRE a decis ca debutul celei de a treia perioade de reglementare să fie
amânat cu un an, noua perioadă de reglementare urmând a acoperi intervalul 2014-2017.
Astfel, anul 2013 este tratat ca an de tranziţie de la perioada a doua de reglementare la
perioada a treia de reglementare, cu aplicarea metodologiei curente de stabilire a tarifului de
transport cu anumite particularităţi.
Evoluția tarifului de transport și de servicii de sistem funcționale este prezentat mai jos.
[RON/MWh]
6,66%
15,33
2008
16,13
2009
7,00%
17,00
2010
18,77
21,16
18,77
2011
2012
istoric
2013
22,64
2014
24,23
2015
25,92
2016
27,74
2017
prognoză
[RON/MWh]
FIGURA 9 EVOLUȚIE TARIF TRANSPORT (ISTORIC ȘI PROGNOZĂ)
1.00
1.00
2009
2010
1.14
1.07
1.07
2011
2012
1.22
1.31
1.40
1.49
0.82
2008
istoric
2013
2014
2015
2016
2017
prognoză
FIGURA 10 EVOLUȚIE TARIF DE SISTEM FUNCȚIONALE (ISTORIC ȘI PROGNOZĂ)
Pagina | 47
Piaţa de servicii tehnologice de sistem asigură în regim reglementat plus într-un cadru
concurenţial prin licitație, achiziţionarea acelor servicii asigurate de regulă de producători, la
solicitarea OTS, pentru menţinerea nivelului de siguranță în funcţionare a SEN, precum și a
calității energiei electrice conform normelor serviciilor tehnologice de sistem. Pe această piaţă
se tranzacţionează rezervele de capacitate prin licitaţie sau contracte bilaterale, pe cele 3 tipuri
de rezerve (reglaj secundar, terţiar rapid, terţiar lent).
Urmare a poziţiei dominante pe piaţă a unui producător, a condiţiilor hidrologice excesive, ca și
a dificultăţilor de asigurare a stocurilor de cărbuni și hidrocarburi în anumite luni, licitaţiile
organizate pentru achiziţia rezervelor necesare au dat în general rezultate nesatisfăcătoare, atât
financiar (preţuri prea mari) cât şi cantitativ (slaba participare a producătorilor cu oferte).
Ca și în cazul pieţei de echilibrare, analiza indicatorilor arată existenţa unui participant cu poziţie
puternic dominantă şi un grad ridicat de concentrare a pieței serviciilor tehnologice de sistem, în
special în cazul reglajului secundar şi terţiar rapid. Odată cu integrarea centralelor electrice
eoliene (CEE) în SEN, aceste probleme se accentuează deoarece este nevoie de o rezervă
suficientă pentru acoperirea abaterilor CEE şi în consecinţă, de creşterea numărului de grupuri
calificate pentru reglaj terţiar rapid/reglaj secundar. O problemă importantă o constituie
adecvanța resurselor tehnologice pentru serviciile de sistem respectiv epuizarea lor în
perspectiva apropiată, determinate de creșterea producției sursei regenerabile de energie
electrică conectată la rețea.
Consiliul de Supraveghere a luat în considerare o creștere a tarifelor de transport și de servicii
de sistem funcționale de 7,0% pe an pentru întreaga perioadă de prognoză (mandatul 20132017) pentru a compensa scăderea prognozată a consumului intern de energie (4,0% pa) și în
scopul recunoașterii în tarif a majorității cheltuielilor de exploatare și a investițiilor. Creșterea
pentru următoarea perioadă este rezonabilă prin comparație cu creșterea similară din perioada
anterioară de reglementare (6,7%).
De asemenea, Transelectrica administrează două scheme de sprijin pentru producerea de
energie electrică în anumite condiții: (i) schema de sprijin prin certificate verzi pentru producerea
energiei electrice din surse regenerabile de energie și (ii) schema de sprijin pentru producerea
energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență. În contextul administrării acestor
scheme, Transelectrica încheie convenții și contracte specifice.
Potrivit legislației aplicabile și licenței pentru transportul energiei electrice și furnizarea
serviciului de sistem nr. 161/2000, cu reviziile ulterioare, Transelectrica nu are dreptul de a
efectua tranzacții cu energie electrică, cu excepția cazului în care acest lucru este necesar
pentru:

a acoperi consumul propriu tehnologic aferent rețelei electrice de transport;
Pagina | 48

a elimina restricțiile de sistem interne sau pe liniile de interconexiune și de a compensa
abaterile de la valorile programate ale producției și consumului de energie electrică în cadrul
SEN, prin cumpărare și/sau vânzare de energie electrică activă de la/către părțile
responsabile cu echilibrarea, respectiv participanții la piața de echilibrare;

a face schimb în natură, de energie electrică, cu sistemele electroenergetice vecine, în
scopul întrajutorării.
3.3.1. Structura veniturilor şi cheltuielilor Companiei
Transelectrica realizează principalele venituri, cu impact asupra profitabilității Societății, din
tariful reglementat pentru serviciul de transport și din tariful reglementat pentru serviciul de
sistem – componenta servicii funcționale aferentă activității de conducere prin dispecer a SEN –
la care se adaugă venituri din alte activități reglementate, rezultate din derularea procesului
pentru alocarea prin licitație a capacităților de interconexiune și din alte prestații cu o pondere
mică în total. Mecanismul de compensare financiară a utilizării rețelei între OTS europeni poate
genera atât venituri, cât și cheltuieli.
CONTUL DE PROFIT ŞI PIERDERE
2011
VENITURI OPERAŢIONALE [Mil RON]
A1. Activitati cu Profit Permis
1,205
Transport
1,115
Tarif Transport
1,056
Alocare Capacitate Interconexiune
54
Energie Reactiva
5
Tranzite Internationale (inter-tso-compensation)
0
Servicii de Sistem Functionale
65
Tarif Serviciu functional
60
Schimburi neplanificate
5
Altele
25
A2. Activitati cu Zero-profit
1,927
Servicii de Sistem Tehnologice (pass-through)
719
Piata de Echilibrare (pass-through)
1,189
Alte venituri
18
TOTAL VENITURI OPERATIONALE (A1+A2)
3,132
2012
1,170
1,080
1,025
50
4
1
64
58
6
26
1,598
507
1,068
23
2,768
2013 BVC
1,332
1,205
1,160
40
4
1
69
62
7
58
1,455
535
920
0
2,788
2014
1,256
1,135
1,112
18
4
1
66
60
6
55
1,480
480
1,000
0
2,736
2015
1,289
1,165
1,142
17
4
1
68
62
6
57
1,461
461
1,000
0
2,750
2016
1,323
1,195
1,173
17
4
1
69
63
6
59
1,442
442
1,000
0
2,765
2017
1,358
1,227
1,205
16
4
1
71
65
6
61
1,425
425
1,000
0
2,783
TABEL 11 VENITURILE PREZENTATE ÎN STRUCTURĂ
O analiza retrospectivă1 arată că evoluția profitului, atât la nivelul rezultatelor operaționale cât și
la nivelul rezultatului net, a fost marcată de un grad semnificativ de variabilitate atât în valori
absolute cât și din punct de vedere al marjelor măsurate ca pondere în venituri și al rentabilității
financiare exprimată în termeni de randament al capitalului.
1
Din considerente ce țin de lipsa comparabilității rezultatelor financiare pe un orizont retrospectiv mai îndepărtat de anul 2011,
determinată de tranziția sistemului de raportare financiară de la RAS la IFRS în anul 2012, nu este prezentată seria de rezultate
istorice.
Pagina | 49
VENITURI OPERAŢIONALE [MIL RON]
▲%
COSTURI OPERATIONALE
B1. Activitati cu Profit Permis
B2. Activitati Zero-profit
B3. Amortizare
TOTAL COSTURI OPERATIONALE
▲%
EBIT
EBIT %
EBITDA
EBITDA %
C. CHELTUIELI FINANCIARE
REZULTATUL FINANCIAR
EBT
Impozit pe Profit
Profit Net
Profit Net %
2011
2012
2013 BVC
2014
2015
2016
2017
1.205
1.927
3.132
1.170
1.598
2.768
-11,62%
1.332
1.455
2.788
0,73%
1.256
1.480
2.736
6,49%
1.289
1.461
2.750
0,52%
1.323
1.442
2.765
0,57%
1.358
1.425
2.783
0,63%
(788)
(1.871)
(298)
(2.956)
176
6%
473
15%
(779)
(1.591)
(315)
(2.685)
-9,18%
83
3,0%
398
14,4%
(877)
(1.455)
(341)
(2.674)
-0,40%
114
4,1%
455
16,3%
(747)
(1.480)
(382)
(2.609)
4,36%
126
4,6%
509
18,6%
(744)
(1.461)
(402)
(2.607)
-0,09%
143
5,2%
545
19,8%
(751)
(1.442)
(422)
(2.615)
0,33%
150
5,4%
572
20,7%
(752)
(1.425)
(450)
(2.626)
0,42%
157
5,6%
607
21,8%
(32)
(36)
(69)
(59)
(66)
(70)
(76)
143
(33)
110
3,5%
47
(13)
34
1,2%
45
(16)
29
1,0%
67
(10)
57
2,1%
77
(12)
65
2,4%
80
(12)
68
2,4%
80
(12)
68
2,5%
TABEL 12 PERFORMANȚA OPERAȚIONALĂ A COMPANIEI
Dependența veniturilor operaționale de volumul energiei vehiculate în SEN a determinat o
scădere a veniturilor operaționale obținute din aplicarea tarifelor reglementate în 2012, pe
fondul contracției cantității de energie tarifabilă față de 2011. De altfel, reducerea severă a
consumului de energie electrică produsă în 2009 în contextul recesiunii economice instalate în
urma crizei financiare mondiale declanșată în anul 2008 nu a fost recuperată integral până în
prezent pe fondul ritmului lent de revenire a consumului. Mai mult, pentru anul 2013 se
prefigurează o reducere a consumului de energie electrică față de anul 2012.
2010
2011
2012
TWh
Energie Tarifata
55.24
56.06
53.93
2013
BVC
51.17
2014
49.12
2015
47.15
2016
45.27
2017
43.46
FIGURĂ 1 ENERGIE TARIFATĂ 2010-2012 ȘI PROGNOZA DE CONSUM 2013-2017
Deși reglementările stabilesc neutralitatea financiară a serviciilor de sistem tehnologice asupra
rezultatelor Operatorului de Transport și Sistem, diferențele apărute între valorile estimate exante la aprobarea tarifului reglementat și valorile efective au generat totuși imperfecțiuni la
nivelul echilibrului între veniturile și cheltuielile anuale aferente acestor servicii, rezultând un
impact asupra rezultatelor anuale raportate de Transelectrica.
Structura veniturilor
Ponderea veniturilor aferente activităților cu profit permis reprezintă cca. 40% din totalul
veniturilor operaționale. Fără a avea impact direct asupra profitului (activități zero profit),
serviciile de sistem tehnologice și serviciile de administrare a pieței de echilibrare reprezintă
Pagina | 50
componente importante din punct de vedere cantitativ în structura veniturilor (activități de tip
pass-through).
0
311
779
Operare
sistem
Mentenanta
138
1.068
Pass-through
Piata
echilibrare
170
Personal
Alte
160
SS-T
1.591
Non-passthrough
0
523
FIGURA 11 STRUCTURA VENITURILOR
FIGURA 12 PONDERE ACTIVITĂȚI
Activități cu profit permis
Sursa principală a veniturilor Companiei este activitatea de transport, în cadrul căreia
veniturile din tariful reglementat de transport dețin ponderea majoritară, fiind completate de
veniturile obținute din alocarea capacității de interconexiune transfrontalieră și de alte surse
marginale de venit din activități asociate transportului de energie electrică (furnizarea energiei
reactive, tranzite internaționale compensate prin mecanismul ITC). Sursele de venit
complementare tarifului nu constituie însă și surse ale unor profituri suplimentare în raport cu
profitul reglementat inclus în calculul tarifului de transport, aceste surse secundare de venit
reducând venitul reglementat care stă la baza stabilirii tarifului de transport, astfel încât suma
veniturilor obținute de Transelectrica din tarif și a veniturilor rezultate din alte activități care
utilizează resursele de transport să acopere costurile recunoscute de ANRE pentru activitatea
de transport (inclusiv costul capitalului).
Tariful de transport este reglementat; conform art. 76 al Legii nr. 123/2012 a energiei electrice și
a gazelor naturale, în calculul tarifului se iau în considerare costurile justificate, cheltuielile
pentru dezvoltare și protecția mediului, precum și o cotă rezonabilă de profit.
Metodologia de stabilire a tarifului reglementat de transport (O-ANRE 60/2007 reactualizat
prin O-ANRE 53/2013) nu explicitează direct și distinct profitul, ci cuprinde în formula
venitului reglementat o rentabilitate calculată ca produs între BAR și WACC. Nivelul
WACC reglementat a fost 7,5% pentru a doua perioadă de reglementare 2008-2012, fiind
stabilit la 8,52% pentru anul 2013.
Pagina | 51
Rentabilitatea reglementată nu se materializează integral în profitabilitate datorită faptului că
nu sunt recunoscute următoarele:
Costuri operaționale recunoscute parțial (ex: CPT, amortizarea activelor fixe)
Costurile financiare nu sunt considerate distinct ci au sursă RBAR
Pierderile provenite din diferențe nefavorabile de curs valutar (pierderi contabile).
În cadrul venitului reglementat, cheltuielile controlabile sunt afectate de un factor de eficiență
care diminuează, în termeni reali, de la un an la următorul, nivelul costurilor controlabile
recunoscute în tarif (factorul de eficiență a fost stabilit la 1,5% în a 2-a perioadă de
reglementare). Mecanismul ajustărilor anuale poate fi rezumat astfel: dacă venitul din transport
realizat într-un an este mai mare ca cel reglementat, atunci în anul următor venitul reglementat
și deci tariful sunt diminuate corespunzător; vice-versa, dacă venitul realizat este situat sub cel
reglementat atunci în anul următor corecția este pozitivă.
Serviciile de sistem funcționale reprezintă o activitate secundară în formarea profitului
Societății, deşi esenţială din punct de vedere al misiunii definite de legislaţia în vigoare.
Principiile utilizate în stabilirea venitului reglementat și a tarifului aferent acestor servicii prestate
de Transelectrica pe piața de energie, sunt similare celor utilizate în reglementarea activității de
transport. Serviciile de sistem funcționale reclamă fluxuri financiare (investiții, cheltuieli de
operare și mentenanță) semnificativ reduse în comparație cu serviciile de transport, contribuția
la veniturile și rezultatele Companiei fiind marginală.
Serviciile de sistem funcționale dețin o pondere minoră în totalul veniturilor. Deși sunt de
importanță critică pentru derularea serviciilor de transport, serviciile de sistem funcționale
reclamă fluxuri financiare (investiții în infrastructura specifică, cheltuieli de operare și
mentenanță) semnificativ reduse în comparație cu activitatea de transport.
Activități zero-profit (pass-through)
Activitățile reglementate servicii de sistem tehnologice, servicii de echilibrare în timp real
consum-producție, nu au impact direct asupra profitului Societății, veniturile aferente acestor
activități fiind dimensionate la nivelul costurilor.
Serviciile de sistem tehnologice pot genera cheltuieli/venituri suplimentare cu efect în
diminuarea/majorarea profitului obținut din activitățile cu profit permis. Siguranța în funcționare a
SEN poate conduce la un necesar de achiziții de resurse tehnologice mai mare decât resursele,
rezultând o cheltuială mai mare decât venitul; vice-versa, economia la achiziția serviciilor
tehnologice generează un surplus al venitului în raport cu cheltuiala efectivă; în ambele cazuri
Pagina | 52
se aplică un mecanism de ajustare a tarifului în anul următor, în vederea restabilirii neutralității
acestei categorii de servicii față de profitul Societății.
Serviciile de administrare a pieței de echilibrare induc riscuri materializate în colectarea
incertă a creanțelor comerciale de la Părțile Responsabile cu Echilibrarea și întârzieri de plată
cu penalități către Unitățile Dispecerizabile, cu impact negativ direct asupra stabilității fluxurilor
de lichidități și indirect asupra profitului Companiei prin constituirea provizioanelor pentru clienți
incerți.
Profitul operațional realizat la nivelul Companiei a avut influențe din zona activităților zero-profit:

profituri/pierderi minore din serviciile de sistem tehnologice;

cheltuieli cu provizioane constituite pentru clienți incerți, pe fondul colectării dificile a
creanțelor pe piața de echilibrare.
Structura costurilor
Figura 3: Structura costurilor operaționale în anul 2012
* Amortizarea activelor nu este inclusă în structura prezentată în grafic
Pagina | 53
Structura costurilor activităților generatoare de profit
Operarea Sistemului
CPT
Congestii
Consum Propriu Statii RET
Tranzite Internationale (inter-TSO-compensation)
Reparatii si Mentenanta
Costuri de Personal
Materiale si Consumabile (piese Schimb, Combustibili, Altele)
Provizioane Clienti Incerti
Penalitati Plati Intarziate Furnizori
Impozite, Taxe si Varsaminte
Alte Servicii Executate de Terti
Comision emisiune obligatiuni
Alte Costuri
2011
2012
(787.72)
(290.46)
(251.54)
(0.69)
(15.39)
(12.73)
(10.11)
(219)
(155.87)
(7.60)
(778.80)
(310.98)
(252.39)
(6.19)
(17.35)
(21.59)
(13.46)
(173)
(170.36)
(9.11)
(+/-)
-1.13%
7.06%
0.34%
801.72%
12.69%
69.55%
33.13%
-20.89%
9.30%
19.85%
(13.09)
(54.19)
(11.76) -10.11%
(55.45) 2.32%
(47.68)
(9.63) -79.79%
TABEL 13 EVOLUȚIA COSTURILOR OPERAȚIONALE (2011 – 2012)
Elementele individuale majore în structura costurilor operaționale sunt: energia achiziționată
pentru acoperirea CPT, mentenanța rețelei de transport și costurile cu personalul.
FIGURA 2 COSTURI FIXE/VARIABILE ÎN ANUL 2012
Costurile fixe – componenta dominantă în structura costurilor
Operarea serviciilor transport-sistem necesită un suport masiv la nivelul infrastructurii. Costurile
curente cu menținerea stării tehnice a rețelei electrice de transport, costul amortizării instalațiilor
Pagina | 54
și echipamentelor și costul general de administrare a Companiei sunt elemente majore de cost
independente de volumul energiei vehiculată în rețea. Costurile variabile principale2 sunt CPT și
costurile cu eliminarea congestiilor.
Pierderile de energie în rețea – principalul cost variabil. Deși ponderea fizică a CPT în
energia vehiculată în RET se situează în jurul unei medii de 2,5% (reprezentând o pondere în
energia tarifată de cca. 1.9%), ponderea costului total al energiei necesare acoperirii CPT
reprezintă cca. 25% din veniturile înregistrate în activitatea de transport. Diferența este explicată
de faptul că unitatea de energie (MWh) vehiculată în SEN este tarifată de Transelectrica pe
baza unui preț unitar (tarif) reglementat perceput pentru serviciul de transport în timp ce unitatea
de energie de CPT este achiziționată de Companie la un preț unitar de producție stabilit prin
mecanisme de piață (în ultimii ani prețul unitar de achiziție a fost de peste 10 ori mai ridicat
decât tariful unitar de transport).
De asemenea, pentru aceeași valoare a energiei vehiculate, creșterea distanței între centrele
de producție și cele de consum, de exemplu prin înlocuirea producției centralelor clasice cu
producție în centralele eoliene concentrate în anumite zone, poate conduce la creșterea
semnificativă a pierderilor în rețea pe fondul creșterii gradului de concentrare geografică a
parcului național de producție cu glisarea centrului de greutate al producției spre S-E (regiune
cu excedent de producție) și reconfigurării circulației puterilor în rețea, fără ca operatorul de
rețea să poată controla aceste evoluții.
Costurile fixe – sub presiune dublă:

cerința de eficientizare continuă - impusă la nivelul cadrului de reglementare, se
materializează prin reducerea de la un an la următorul a nivelului costurilor de operare și
mentenanță controlabile recunoscute în tariful de transport.

extinderea rețelei de transport: perspectiva extinderii rețelei, prefigurată de Planul de
dezvoltare a RET în următorii 10 ani, creează premise pentru majorarea efortului de
mentenanță pe fondul creșterii volumului de instalații și echipamente. Implementarea
tehnologiilor noi, înlocuirea echipamentelor uzate fizic și moral și instalarea echipamentelor
cu fiabilitate și eficiență crescute, vor contrabalansa parțial tendința majorării costurilor de
mentenanță. Suplimentar, asigurarea funcționării continue a sistemelor și integrității
echipamentelor esențiale pentru disponibilitatea serviciului de transport necesită dezvoltarea
2
Se poate identifica o corelație directă între mărimea acestor costuri (costurile cu energia achiziționată pentru acoperirea CPT,
costurile cu eliminarea congestiilor) și volumul de energie vehiculat în RET fără ca raportul de dependență să fie exclusiv (există alți
factori de influență) sau perfect proporțional
Pagina | 55
unor sisteme dedicate protejării infrastructurii critice, cu costuri de operare și mentenanță
specifice.
3.3.2. Performanța financiară a Companiei
Instabilitatea evoluției rezultatelor crește de la nivel operațional (EBITDA, EBIT), pe
fondul evoluției fluctuante a volumului de energie tarifat, spre profitul net, zona
financiară amplificând volatilitatea existentă la nivel operațional pe fondul dependenței
ridicate a costurilor de finanțare de anumiți parametri macro ai pieței financiare aflați în
afara controlului Companiei, dublate de lipsa protecției, naturale sau financiare,
împotriva evoluțiilor nefavorabile ale cursurilor de schimb valutar (EUR, USD, JPY) și ale
ratelor dobânzilor interbancare (Euribor, Libor, Robor).
VENITURI OPERAŢIONALE [Mil RON]
Transport
Altele
Alte venituri
▲%
2011
1,205
1,115
65
25
1,927
719
1,189
18
3,132
2012
1,170
1,080
64
26
1,598
507
1,068
23
2,768
-11.62%
2013 BVC
1,332
1,205
69
58
1,455
535
920
0
2,788
0.73%
2014
1,256
1,135
66
55
1,480
480
1,000
0
2,736
6.49%
2015
1,289
1,165
68
57
1,461
461
1,000
0
2,750
0.52%
2016
2017
1,323
1,195
69
59
1,442
442
1,000
0
2,765
0.57%
1,358
1,227
71
61
1,425
425
1,000
0
2,783
0.63%
TABEL 14 STRUCTURA VENITURILOR (ISTORIC ȘI PREVIZIUNI)
Consiliul de Supraveghere porneşte de la premiza unor venituri operaţionale constante pentru
întreaga perioadă a mandatului său (2013-2017), determinate de continuarea trendului de
scădere a consumului intern de energie (4,0% pa), compensată prin creşterea de la an la an a
tarifelor aferente serviciilor de transport și de sistem funcţionale la nivelul maxim permis de
cadrul de reglementare (7% pa).
Pagina | 56
COSTURI OPERATIONALE [Mil RON]
Operarea Sistemului
Costuri de Personal
Materiale si Consumabile (piese Schimb,
Combustibili, Altele)
Alte Costuri si provizioane
B3. Amortizare
TOTAL COSTURI OPERATIONALE
▲%
2011
2012
2013 BVC
2014
2015
2016
2017
(788)
(290)
(219)
(156)
(779)
(311)
(173)
(170)
(877)
(342)
(219)
(172)
(747)
(287)
(158)
(173)
(744)
(284)
(168)
(174)
(751)
(283)
(178)
(172)
(752)
(281)
(183)
(171)
(8)
(13)
(54)
0
(48)
(1,871)
(681)
(1,189)
(298)
(2,956)
(9)
(12)
(55)
0
(48)
(1,591)
(523)
(1,068)
(315)
(2,685)
-9.18%
(12)
(24)
(78)
0
(30)
(1,455)
(535)
(920)
(341)
(2,674)
-0.40%
(10)
(25)
(55)
(0)
(40)
(1,480)
(480)
(1,000)
(382)
(2,609)
4.36%
(10)
(15)
(55)
(0)
(39)
(1,461)
(461)
(1,000)
(402)
(2,607)
-0.09%
(10)
(15)
(55)
(0)
(37)
(1,442)
(442)
(1,000)
(422)
(2,615)
0.33%
(10)
(15)
(55)
(0)
(37)
(1,425)
(425)
(1,000)
(450)
(2,626)
0.42%
TABEL 15 STRUCTURA COSTURILOR OPERAȚIONALE (ISTORIC ȘI PREVIZIUNI)
Consilul de Supraveghere urmărește îmbunătățirea performanței financiare a Companiei prin
scăderea cheltuielilor operaționale și ameliorarea profitului operațional înainte de dobânzi,
taxe și amortizări (EBITDA) prin recuperarea cheltuielii cu amortizarea afectată în ultimii ani
de reducerea nivelului punerilor în funcțiune și prin gestionarea rezultatului financiar ca
urmare a optimizării mixului de finanțare și a structurii de capital.
3.3.3. Performanța tehnică a Companiei
Conformitatea cu cerinţele normate
Performanțele tehnice ale Companiei se încadrează în cerințele din licență și standardele de
performanță ANRE.
Pentru respectarea condiţiilor de calitate a serviciilor impuse de Licenţa de Operator de
Transport și Sistem și de Codul Tehnic al Reţelei Electrice de Transport, ANRE a elaborat
Standardul de performanţă pentru serviciile de transport și de sistem ale energiei
electrice. Transelectrica monitorizează în permanență indicatorii de performanță stabiliți prin
respectarea standardului menționat și raportează la ANRE conformitatea cu acesta.
Pagina | 57
Indicator
2008
2009
2010
2011
2012
Indisponibilitatea medie în
timp a LEA și Trafo / AT
LEA – INDLIN [ore/an]
TOTALA
445,68
372,84
270,0
205,27
203,3
6,7
4,79
2,85
14,98
24,72
0,23
0,30
0,30
0,30
0,30
Trafo / AT – INDTRA [ore/an]
TOTALA
504,66
386,08
628,81
252,06
190,35
Neprogramată (accidentală)
86,11
90,39
80,56
44,11
9
442,47
295,69
548,25
207,95
181,35
510
687
816
605
609
167,1
69,3
267,936
98,804
137,44
16
14
34
15
21
1,79
0,81
3,1
1,14
1,53
Neprogramată (accidentală)
Programată
Programată
Număr de incidente
Energia nelivrată
consumatorilor în urma
incidentelor produse în RET
[MWh]
Număr de incidente însoţite de
energie nelivrată
Timp mediu de întrerupere
TMI (AIT) [min/an]
TABEL 16 INDICATORI DE PERFORMANŢĂ AI NIVELULUI DE CALITATE A SERVICIILOR: PERIOADA 2008-2012
Pentru anul 2012 se constată o reducere semnificativă a indisponibilităţii medii în timp la
trafo/AT, datorată pe de o parte procesului de înnoire a parcului de unităţi de transformare, iar
pe de altă parte îmbunătăţirii parametrilor de funcţionare pentru unităţile de transformare aflate
în exploatare în staţiile electrice, ca efect al programelor de mentenanţă şi investiţii. În general,
evenimentele accidentale produse în RET nu au afectat continuitatea alimentării consumatorilor
şi calitatea energiei electrice livrate.
Pentru a se evalua indicatorii de continuitate a serviciului într-un anumit punct al RET, conform
prevederilor Codului Tehnic al RET, este necesar să se determine indicatorii de siguranţă
pentru fiecare nod. Prin calculul acestor indicatori se cuantifică nivelul de continuitate a
serviciului pe care îl poate oferi RET, la nivelul barelor staţiilor electrice din zona respectivă.
Cunoscând indicatorii de continuitate a serviciului pe barele RET, se pot calcula indicatori de
continuitate în punctele de delimitare faţă de utilizatori, prin luarea în considerare a indicatorilor
de fiabilitate asociați conexiunii fiecărui utilizator (client), care caracterizează continuitatea în
funcţionare oferită de reţelele electrice care fac legătura între staţiile RET și punctul de racord
propriu-zis.
Pagina | 58
Calculul indicatorilor de siguranţă permite atât operatorului de rețea, cât și utilizatorilor, să
aprecieze influenţa modului de conectare la RET a nodului respectiv (prin determinarea nivelului
de siguranţă asociată), precum și a conexiunii proprii a nodului și a parametrilor de fiabilitate ai
echipamentelor (prin determinarea nivelului de siguranţă intrinsecă). Aceste elemente sunt
folosite în faza de stabilire a soluțiilor optime de dezvoltare a rețelei și de racordare a
utilizatorilor la rețea.
Indicatorii de siguranţă determinaţi pentru fiecare din staţiile electrice aparţinând Transelectrica
sunt următorii:

durata medie de întrerupere anuală (ore/an);

numărul mediu de întreruperi de durată (eliminate prin reparaţii);

numărul maxim de întreruperi de durată (eliminate prin reparaţii);

numărul mediu de întreruperi eliminate prin manevre;

numărul maxim de întreruperi eliminate prin manevre;

durata maximă a unei întreruperi.
Din analiza rezultatelor obţinute se poate constata:

Retehnologizările de staţii prevăzute în etapele analizate conduc la îmbunătăţirea
indicatorilor nodali de siguranţă pentru toate staţiile supuse retehnologizării. În cazul în care
staţia retehnologizată este nod sursă pentru alte staţii, se observă o îmbunătăţire a valorilor
indicatorilor şi pentru aceste staţii.

Pentru staţiile retehnologizate de 400 kV și 220 kV cu bare duble și transfer, la care s-a
renunţat la bara de transfer, îmbunătăţirea este evidentă la numărul de întreruperi și durata
medie de insucces, durata maximă a unei întreruperi rămânând de acelaşi ordin de mărime,
cu abateri în plus sau în minus.

În general, pentru staţiile neretehnologizate, se poate constata modificarea unor indicatori,
ca urmare a modificării siguranţei asociate. Astfel, efectul retehnologizării staţiilor învecinate
este în toate cazurile o oarecare reducere a numărului de întreruperi dar, întrucat parametrii
liniilor, în special duratele lor de reparare, au rămas cele din NTE 005/06/00, duratele
maxime ale unei întreruperi rămân mari.
În ceea ce priveşte nivelul de continuitate în furnizarea serviciului, trebuie precizat că pentru
staţiile neretehnologizate/ nemodernizate menţinerea indicatorilor apropiaţi de valorile la nivel
european se realizează cu costuri sporite la nivelul mentenanţei preventive și corective.
Indicatorii se vor îmbunătăți, în special în ceea ce privește durata întreruperilor (medie și
maximă), prin retehnologizarea/modernizarea liniilor și stațiilor și prin reducerea timpilor de
remediere a defectelor, folosind tehnologii și sisteme de management de performanță
superioară.
Pagina | 59
Regimurile de funcţionare a reţelei de transport și necesităţile de dezvoltare a acesteia pe
termen mediu şi lung fac obiectul unui proces continuu de analiză şi stau la baza Planului de
dezvoltare a RET pe 10 ani.
În condiţiile actuale de producere şi consum al energiei electrice din cadrul Sistemului
Electroenergetic Naţional, considerând tehnologiile utilizate sau aspecte de legislaţie,
proprietate etc., se urmăreşte a se promova soluţii noi, atât de dezvoltare, cât şi de
management al activelor existente (tipul şi dimensionarea conductoarelor LEA, linii multicircuit
pentru utilizarea culoarelor existente, tehnici de lucru sub tensiune - LST, tratarea online a
izolaţiei la unităţile de transformare, pentru reducerea duratelor de retragere din exploatare și
evitarea costurilor cu congestiile și consumul propriu tehnologic, aplicarea principiilor de
mentenanţă bazată pe fiabilitate etc).
Uzura fizică și morală a echipamentelor influenţează negativ fiabilitatea, comportarea în caz de
incidente, impactul asupra mediului, precizia măsurării parametrilor, costurile cu mentenanţa,
etc. De asemenea, caracteristicile echipamentelor din staţiile neretehnologizate nu permit
implementarea teleconducerii în staţii.
Dintre aspectele care trebuiesc luate în considerare amintim:

numărul mare de staţii aflate în diverse stadii de realizare a proiectelor, cu probleme
complexe de soluţionat, inclusiv pentru diminuarea impactului creat de scoaterea din
exploatare a staţiilor în vederea realizării lucrărilor respective;

diversitatea de soluţii tehnice și constructive ale staţiilor existente concepute în conformitate
cu normativele în vigoare la data realizării acestora;

necesitatea aplicării unitare a soluţiilor moderne existente la nivel mondial în activitatea de
exploatare/mentenanţă/investiții a staţiilor electrice existente şi a celor noi sau extinderi ale
acestora.
Pentru a sprijini programele de mentenanţă/ investiții în cadrul Companiei s-au elaborat o serie
de Norme Tehnice Interne care să permită realizarea unui cadru tehnic unitar, promovarea unor
soluții standardizate de echipare, precum și promovarea tehnologiilor performante, cu
randament crescut, compacte, care să asigure siguranţa alimentării și protecţia eficientă a
mediului înconjurător.
Principalele direcţii avute în vedere în alegerea noilor echipamente şi soluţii sunt:

echipamente primare compacte şi nepoluante, cu impact redus asupra mediului;

întreruptoare cu putere și viteză de rupere a arcului mărite, permiţând creşterea vitezei și
selectivităţii eliminării defectelor;
Pagina | 60

sisteme de protecţii rapide, selective, cu logică flexibilă și complexă, controlabile de la
distanţă;

transformatoare cu pierderi în cupru şi în fier reduse;

conductoare cu limita termică admisibilă mărită, permiţând creşterea capacităţii de transport
în situaţiile în care nu se poate asigura în timp util construcţia de linii suplimentare.
Pierderi de energie în rețea (CPT)
Unul dintre cele mai sensibile elemente ale cadrului de reglementare este reprezentat de nivelul
pierderilor de energie în rețea, exprimat ca pondere în energia introdusă în RET, pierderi care în
perioada 2008-2012, au fost reglementate pe o dinamică anuală descendentă, neconfirmată de
evoluția efectivă.
Factorii determinanți pentru nivelul acestor pierderi se situează în afara controlului Companiei
(circulațiile de puteri în regimurile staționare, îndeosebi în perspectiva integrării masive în SEN
a surselor regenerabile de energie – decisive pentru nivelul pierderilor termice; condițiile
meteorologice - decisive pentru nivelul pierderilor Corona), iar soluțiile structurale identificate au
potențialul de a aduce doar beneficii minore în raport cu efortul investițional masiv necesar și cu
presiunea financiară substanțială care ar fi creată asupra tarifului de transport.
Diferența existentă la nivelul CPT, între valorile realizate și cele recunoscute în tarif, are la bază
ancorarea deficitară a cerințelor de performanță impuse atât în restricțiile/limitele de ordin tehnic
cât și în dimensiunea financiară a serviciului public de transport al energiei electrice.
An
CPT
Energie
CPT
(pondere în energia
intrata în RET)
(cantitate intrată în RET)
(cantitate realizată)
ANRE*
Realizat
%
%
GWh
GWh
2008
2,10%
2,28%
43.716
996
2009
2,05%
2,55%
38.940
993
2010
2,00%
2,69%
41.605
1.119
2011
1,92%
2,48%
43.554
1.081
2012
1,85%
2,34%
43.628
1.018
2013 6 luni
2,00%
2,75%
19.779
544
ESTIMĂRI 2014 – 2017
2014
2,40%
49,63
925
2015
2,40%
48,14
897
2016
2,40%
46,70
870
2017
2,40%
45,30
844
Pagina | 61
TABEL 17 EVOLUȚIE CPT (ISTORIC ȘI PREVIZIUNI)
*nivel recunoscut de autoritatea de reglementare în tariful de transport
FIGURĂ 3 EVOLUȚIA CPT COMPARATIV CU ENERGIA INTRATĂ ÎN RET ÎN ANUL 2012
Din datele statistice corespunzătoare ultimilor 10 ani, procentul mediu realizat pentru CPT în
RET a fost de 2,545 % din energia intrată în RET, cu un minim de 2,105% (2007 – an cu
producție hidro mică și cu producție semnificativă în Brăila, Borzești, Iernut) și un maxim de
3,032 % (2001).
Necesitatea respectării țintelor naționale privind ponderea energiei electrice produse din surse
regenerabile de energie (în principal centrale eoliene), în condițiile în care cererile de racordare
de centrale clasice se află într-o zonă cu excedent de generație (Dobrogea și Moldova, zone cu
producție semnificativă la nivelul consumului în special în perioadele de gol), va conduce cel
mai probabil la glisarea centrului de greutate al parcului național de producție spre zona sudestică creându-se premise pentru creșterea pierderilor în transportul energiei electrice spre
zonele de consum. Analiza circulațiilor de puteri pentru regimurile staționare corespunzătoare
integrării masive în SEN a surselor regenerabile a condus la concluzia că această integrare va
avea ca efect creșterea CPT în RET; un studiu ISPE afirmă că la capacitate instalată de 4.000
MW regenerabile în zona de est, pierderile cresc cu valori de până la cca 600 MWh/h.
CPT în RET este puternic influențat de factori care nu sunt sub controlul Transelectrica
(condiții meteorologice, piața de energie electrică etc).
Concluziile studiului ISPE „Studiul privind factorii care influențează CPT în RET și modalități de
reducere a acestora” (studiu transmis la ANRE) evidențiază faptul că prin aplicarea cumulată a
măsurilor de reducere a CPT prin investiții pentru înlocuirea tuturor unităților de
transformatoare, a bobinelor cu pierderi mari și pentru utilizarea conductoarelor de capacitate
Pagina | 62
mărită în LEA 400kV 2x450 mmp existente, investiție estimată la 690 milioane Euro, procentul
CPT din energia intrată în conturul RET ar fi putut ajunge la valoarea de 2,01% în anul
2009, față de 2,43% cât s-a realizat. Durata de recuperare a investiției rezultată depășește 20
de ani, ceea ce nu justifică din punct de vedere economic investiția.
Analiza Transelectrica privind reducerea costurilor generate de CPT pentru orizontul de timp
2011-2022, prezentată ANRE prin scrisoarea nr. 728/18.01.2011 evidențiază necesitatea unui
efort investițional major fără o reducere semnificativă a CPT.
Soluțiile structurale (de infrastructură) de reducere a ponderii CPT, identificate de
studiile elaborate atât la nivel intern cât și de companii de inginerie specializate (ISPE),
indică un raport cost-beneficiu nefavorabil. Reducerea pierderilor reclamă eforturi
investiționale/financiare substanțiale nejustificabile prin prisma beneficiilor obținute, un
asemenea proiect major nefiind viabil din punct de vedere economic.
Consiliul de Supraveghere a luat în calcul nivelul mediu de 2,4% pentru CPT pentru perioada
de prognoză aferentă mandatului său (2013-2017) pe baza istoriei ultimilor ani. CPT este întro mică măsură controlabilă de Companie, cu atât mai mult cu cât reglementări recente
(ordinul ANRE nr. 59/2013) sunt în măsură să introducă obligativitatea operatorului de
transport să preia în operare anumite rețele de distribuție la 110 kV.
Inovație
Pentru fiecare proiect, Transelectrica adoptă soluţii care urmăresc reducerea impactului asupra
mediului înconjurător, în funcţie de ultimele performanţe tehnologice accesibile și legislaţia în
vigoare. Compania urmărește câteva direcţii strategice care au drept scop creşterea eficacităţii
și eficienţei serviciului prestat:

realizarea mentenanţei bazate pe fiabilitate a RET;

reducerea cheltuielilor cu reparaţiile şi mentenanţa pe baza unui program susţinut de
investiţii;

implementarea tehnologiilor noi performante;

promovarea teleconducerii instalaţiilor din staţiile Transelectrica;

asigurarea infrastructurii de conducere prin dispecer adecvate nivelului de dezvoltare a
pieţei de energie electrică.
Participarea României la efortul european de cercetare-dezvoltare și progres tehnologic este în
medie modestă. În ceea ce privește echipamentele și materialele din circuitele primare ale RET
se poate vorbi de tehnologii mature și un progres tehnologic lent; în schimb domeniul ITC
Pagina | 63
rămâne unul de puternic progres tehnologic, cu uzura morală intensă și canibalizarea
tehnologiilor vechi de către cele noi.
Cu excepția componentelor pentru LEA, echipamentele primare și secundare necesare staţiilor
RET sunt în imensă majoritate produse în afara României.
Având în vedere incertitudinile privind evoluţia sistemului și a cadrului economic, se caută soluţii
de dezvoltare a reţelei robuste și flexibile, care să facă faţă mai multor scenarii posibile,
diminuând astfel riscurile.
Smart grids, concept apărut în ultimii ani se bucură de multă atenție la nivel european și nu
numai (programe ambițioase în SUA, Japonia, China); pentru prezent se poate vorbi de un
progres mai mare în zona de distribuție (pe linie de smart metering) față de zona de
transport.
Un ultim raport Eurelectric, Utilities – powerhouses of innovation, subliniază că în fața unor
schimbări profunde și accelerate, inovația este imperativă pentru companiile de utilități
(evident și a celor de tip OTS) și aceasta implică cheltuirea unor fonduri masive (estimate la
70 mld. Euro
În concepția Uniunii Europene, pentru facilitarea creerii pieţei unice de energie paneuropene, se vor dezvolta proiecte de interes comun (PIC) pe anumite coridoare pe axele NS şi E-V CE. Aceste proiecte vor face parte din viitoarea reţea de transport Pan-Europeană
cunoscută sub numele de „Electricity Highways”. Transelectrica contribuie alaturi de alți
parteneri la proiectul „Electricity Highway 2050” finanţat de comisia europeană).
3.3.4. Investiții și direcții de dezvoltare
Planificarea RET urmăreşte menţinerea, în condiţii de eficienţă economică, a calităţii serviciului
de transport și de sistem şi a siguranţei în funcţionare a sistemului electroenergetic naţional, în
conformitate cu reglementările în vigoare şi cu standardele asumate în comun, la nivel
european, de operatorii de transport asociaţi în cadrul ENTSO-E.
Transelectrica dezvoltă şi modernizează reţeaua de transport pentru a asigura adecvarea
acesteia la necesităţi rezultate din evoluţia SEN:

evoluţia consumului;

apariţia unor noi grupuri producătoare;

evoluţia cererii pentru schimburile de energie electrică transfrontaliere;

uzura fizică și morală a echipamentelor de transport;

retragerea din exploatare a unor capacităţi de producţie;

creşterea volatilităţii fluxurilor de putere în reţea.
Pagina | 64
În cazul identificării unei necesităţi de dezvoltare a RET, selectarea soluţiilor se face în urma
unei analize cost/beneficiu bazate pe evaluarea unor indicatori tehnici și economici specifici.
Din punct de vedere tehnic, având în vedere incertitudinile privind evoluţia sistemului și a
cadrului economic, se caută soluţii robuste și flexibile, care să facă faţă mai multor scenarii
posibile, diminuând astfel riscurile.
Pentru fiecare proiect, se are în vedere reducerea impactului asupra mediului înconjurător, în
funcţie de ultimele performanţe tehnologice accesibile și legislaţia în vigoare.
Sunt de asemenea urmărite câteva direcţii strategice care au drept scop creşterea eficacităţii și
eficienţei serviciului prestat:

implementarea tehnologiilor noi performante;

promovarea teleconducerii instalaţiilor din staţiile Transelectrica;

asigurarea infrastructurii adecvate în concordanţă cu nivelul de dezvoltare a pieţei de
energie electrică;

promovarea soluţiilor tehnice şi de exploatare care conduc la reducerea pierderilor în RET;

reducerea congestiilor în RET.
În scopul aplicării principiului dezvoltării și utilizării optime a sistemului de transport s-a
implementat structura tarifului zonal de transport, care include semnale locaţionale pentru a
stimula:

amplasarea noilor consumatori, de preferinţă, în zonele excedentare ale sistemului;

amplasarea noilor producători, de preferinţă, în zonele deficitare ale sistemului;

utilizarea cât mai eficientă a capacităţilor de transport existente.
Implementarea tarifului zonal de transport nu a reprezentat totuşi un stimulent suficient de
puternic
care
să
determine
producătorii/consumatorii
să
se
amplaseze
în
zone
deficitare/excedentare, alegerea amplasamentului fiind condiţionată de disponibilitatea surselor
primare, terenului, forţei de muncă, de distanţă faţă de punctul de racordare la reţea etc.
Dezvoltarea RET se face în conformitate cu cerinţele şi priorităţile prevăzute în strategia şi
politica energetică naţională. Acestea constituie referinţe determinante pentru identificarea
direcţiilor prioritare și prognoza tendinţelor de evoluţie a sectorului energiei avute în vedere la
planificare.
Consiliul de Supraveghere recunoaşte presiunea investiţională determinată de evoluţia SEN din
ultima perioadă de reglementare și a luat în calcul o accelerare a programului de investiţii în
conjuncţie cu reducerea corespunzătoare a programului de mentenanţă.
Pagina | 65
3.3.5. Programul de asigurare a mentenanței
Liniile şi staţiile electrice care alcătuiesc sistemul naţional de transport au fost construite, în
majoritate, în perioada anilor 1960-1970, la nivelul tehnologic al acelui deceniu. Este de
remarcat, însă, că starea tehnică reală a instalaţiilor se menţine la un nivel corespunzător ca
urmare a faptului că se desfăşoară un program riguros de mentenanţă şi că s-a impus un
program susţinut de dezvoltare, retehnologizare şi modernizare a instalaţiilor şi echipamentelor.
Activitatea de mentenanţă se înscrie în concepţia Transelectrica de management al activelor şi
este, conform practicii mondiale, componentă a acestuia. Acest tip de management este un
concept modern, aplicat pe scară largă de companii de transport al energiei electrice şi nu
numai, concept ce porneşte de la operarea şi mentenanţa instalaţiilor existente, cu scopul
minimizării costurilor şi maximizării performanţelor, până la gestionarea activităţilor, în vederea
sporirii profitabilităţii pe termen mediu şi lung, asigurând totodată calitatea serviciului la cele mai
înalte standarde, în condiţii acceptabile de risc.
În desfăşurarea activităţii de mentenanţă, Transelectrica se supune obligaţiilor legale şi
reglementărilor emise de către ANRE.
Activitatea de mentenanţă, desfăşurată în conformitate cu Regulamentul de conducere şi
organizare a activităţii de mentenanţă aprobat cu Ordinul ANRE nr. 35/2002, respectiv cu
Programul de Asigurare a Mentenanţei, trebuie să menţină siguranţa în funcţionare a RET în
contextul funcţionării SEN în ansamblu, cu considerarea aspectelor economice.
Punerea în aplicare a PAM şi gestionarea activităţii de mentenanţă se realizează de către
personalul Companiei în baza procedurilor operaţionale, prescripţiilor, fişelor tehnologice,
normelor tehnice interne şi a instrucţiunilor de lucru specifice. Programul de Asigurare a
Mentenanţei, întocmit conform prevederilor ANRE, are în vedere următoarele scopuri, urmărite
prin activitatea desfăşurată în domeniul mentenanţei:

respectarea cerinţelor ANRE privind desfăşurarea activităţii de mentenanţă de către titularii
de licenţă, reglementate prin Regulamentul de conducere şi organizare a activităţii de
mentenanţă;

stabilirea strategiei, a obiectivelor pe termen mediu şi lung, a responsabilităţilor, cerinţelor şi
a modului de îndeplinire a acestora, privind asigurarea desfăşurării activităţii de mentenanţă
în cadrul Transelectrica;

prezentarea criteriilor de performanţă aferente activităţii de mentenanţă şi identificarea
costurilor;

respectarea cerinţelor normativelor specifice în vigoare;
Pagina | 66

elaborarea,
emiterea
şi
actualizarea
regulamentelor,
procedurilor,
instrucţiunilor,
programelor, fişelor tehnologice specifice unor activităţi şi/sau unor domenii proprii
mentenanţei în cadrul RET;

stabilirea condiţiilor specifice care trebuie cuprinse în contractele încheiate cu unităţi
prestatoare de mentenanţă.
Principiile generale ale strategiei de mentenanţă aplicate în cadrul Transelectrica sunt:

utilizarea eficientă a fondurilor destinate activităţii de mentenanţă, în conformitate cu
prevederile legale;

organizarea pe programe/proiecte/categorii de instalaţii a Programului de mentenanţă al
Companiei;

corelarea
Programului
de
mentenanţă
cu
Programul
de
investiţii
(retehnologizare/modernizare/dezvoltare) cuprins în Planul de afaceri al Companiei şi în
Planul de dezvoltare al RET;

integrarea în derularea proiectelor a principiilor rezultate din sistemul de asigurare a calităţii,
protecţiei mediului înconjurător, conceptul de securitate, inclusiv securitatea şi sănătatea
muncii, situaţii de urgenţă;

considerarea rolului şi importanţei RET ca infrastructură critică a pieţei de energie electrică
la stabilirea concepţiei de management performant al activelor şi implicit de mentenanţă.
Pe baza aplicării acestor principii rezultă Programul Anual de Mentenanţă (PAM).
La realizarea programelor anuale de mentenanţă se acordă prioritate lucrărilor/serviciilor care
conduc la mărirea gradului de siguranţă în exploatare a instalaţiilor, finalizării lucrărilor/serviciilor
contractate şi a celor care contribuie la buna funcţionare a instalaţiilor. De asemenea trebuie
avută în vedere şi perspectiva implementării programului de telecomandă şi supraveghere a
instalaţiilor electrice, care necesită reabilitarea echipamentelor electrice, ceea ce va conduce în
viitor la reducerea cheltuielilor de personal şi exploatare.
Noua abordare a activităţii de mentenanţă a impus stabilirea unor principii în cadrul unei
strategii complexe care să conducă la îndeplinirea obiectivelor strategice ale acestei activităţi,
ca suport pentru îndeplinirea obiectivelor Companiei.
Obiectivele specifice stabilite prin strategia de mentenanţă sunt cuantificate printr-un set de
indicatori – KPI (Key Performance Indicators), care pot fi folosiţi pentru monitorizarea
performanţelor activităţii de mentenanţă. De asemenea, aceşti indicatori pot fi utilizati şi pentru o
analiză a componentelor activităţii în care sunt necesare anumite măsuri de îmbunătăţire.
Indicatorii sunt cuantificabili şi pot acoperi aspecte tehnice (de exemplu, cu referire la
Pagina | 67
consecinţele evenimentelor accidentale de tip incidente care pot apărea în funcţionarea RET
sau la acţiunile de mentenanţă planificată) şi aspectele economice, după cum urmează:

indicatori tehnici: indisponibilitatea accidentală şi planificată a instalaţiilor (trafo/AT, respectiv
LEA), energia nelivrată consumatorilor (întreruptă) în urma evenimentelor accidentale
produse în RET, Timpul Mediu de Întrerupere (AIT);

indicatori economici: costurile de mentenanţă.
Pentru respectarea condiţiilor de calitate a serviciilor impuse de Codul Tehnic al Reţelei
Electrice de Transport, Standardul de performanţă pentru serviciile de transport şi de sistem ale
energiei electrice şi de Licenţa de Operator de Transport şi Sistem, Compania derulează un
program riguros de mentenanţă pentru a menţine starea tehnică a instalaţiilor din componenţa
RET. Programul de mentenanţă are ca principal obiectiv creşterea siguranţei în funcţionare a
RET în vederea evitării unor situaţii care pot conduce la evenimente accidentale nedorite, atât
pentru reţelele electrice, cât şi pentru populaţie sau mediu.
De asemenea, au fost elaborate programe de mentenanţă cu un anumit specific, cum ar fi:
reabilitare întreruptoare/separatoare/unităţi de transformare, urmărire şi consolidare stâlpi în
pericol, realizare servicii/lucrări în tehnologie LST cu scopul reducerii consumului propriu
tehnologic şi diminuării congestiilor etc. urmărindu-se asigurarea în acest fel a siguranţei în
funcţionare a SEN.
O pondere importantă din serviciile/lucrările de mentenanţă o are mentenanţa minoră, adică cea
de rutină şi anume inspecţiile tehnice, reviziile tehnice şi reparaţiile de mică amploare rezultate
în urma acestora, precum şi cele după evenimente accidentale - incidente sau cele de prevenire
a acestora, care presupun abilităţi tehnice deosebit de ridicate, dotare şi organizare
corespunzătoare în teritoriu, se derulează prin intermediul SMART, filială deţinută integral de
Companie şi creată special pentru acest gen de servicii/lucrări.
Lucrările de mentenanţă majoră (lucrări de reparaţii curente şi capitale) sunt efectuate pe baze
contractuale, prin proceduri concurenţiale, conform legii, de către societăţi specializate şi
atestate conform legislaţiei în vigoare.
Consilul de Supraveghere are în vedere faptul că lucrările de mentenanţă majoră de genul celor
de tip RK să fie reconsiderate și încadrate în programul de investiţii. Reducerea preconizată cu
circa 249 milioane lei a cheltuielilor cu mentenanţă și reparaţiile, faţă de planul de asigurare a
mentenanţei (PAM) actual va îmbunătăţi profitabilitatea Companiei. Efectul pe termen lung se
va manifesta pe măsură ce efortul investiţional sporit se va converti în puneri în funcțiune (PIFuri), respectiv va contribui la stoparea tendinţei de scădere a bazei de active reglementate
(BAR-ului).
Pagina | 68
Pentru programarea şi planificarea serviciilor/lucrărilor, având în vedere priorităţile stabilite, se
întocmesc programe de servicii/lucrări de mentenanţă, pe termen scurt, mediu şi lung,
urmărindu-se încadrarea în resursele alocate.
Sunt cuprinse cu prioritate următoarele obiective:

prioritizarea lucrărilor/serviciilor care conduc la mărirea gradului de siguranţă în exploatare a
instalaţiilor;

finalizarea lucrărilor/serviciilor contractate în anul precedent;

corelarea realizării lucrărilor de mentenanţă cu lucrările de retehnologizare / modernizare /
dezvoltare.
Stabilirea programului de mentenanţă pe termen lung se face pe baza unor analize
multicriteriale, prin care acţiunile de mentenanţă majoră se orientează, prioritar, la instalaţiile de
transport al energiei electrice care realizează:

interconexiunea cu sistemele electroenergetice vecine;

conexiunile între zone de sistem sau între staţii electrice importante;

evacuarea puterii de la marii producători;

alimentarea zonelor importante de consum (se are în vedere şi creşterea capacităţii de
transport).
Programul de mentenanţă pentru LEA şi pentru staţii electrice se elaborează în corelare şi, de
asemenea, aşa cum este prevăzut în strategia de mentenanţă, corelat cu programul de investiţii
(avându-se în vedere, de exemplu, executarea de lucrări de conexiuni speciale, de tranzitare a
unor zone geografice dificile, racordarea la RET a noilor utilizatori etc). Cu prioritate se execută
lucrări pentru evitarea unor situaţii de urgenţă create de inundaţii, alunecări de teren,
vandalisme etc.
În cadrul programelor de mentenanţă desfăşurate în RET s-au inclus şi lucrări de mentenanţă
majoră, pe baza unor proiecte tip Master Plan, care privesc staţia sau LEA în totalitate, având în
vedere lucrări efectuate practic la toate ansamblurile funcţionale şi care asigură în acelaşi timp,
prin componenta de investiţii, modernizarea sau retehnologizarea şi pregătirea staţiilor pentru
telecomandă.
Datorită evoluţiei tehnologice extrem de rapide şi în condiţiile în care durata de viaţă a majorităţii
echipamentelor a depăşit 30 de ani, s-au inclus prin programul de investiţii componente de
modernizare şi retehnologizare, care asigură funcţionalitatea la nivelul tehnicii actuale, prin
înlocuirea elementelor uzate moral şi/sau fizic şi adăugarea unor elemente (facilităţi)
suplimentare, inclusiv introducerea de noi tehnologii.
Pagina | 69
Evoluţia cheltuielilor de mentenanţă minoră şi majoră în perioada 2009-2012 este prezentată în
tabelul de mai jos.
Tip mentenanţă
2012
’12/’11
2011
[RON]
[%]
Majoră
12.095.099
30.644.585
▼60,5
Minoră
126.059.754
153.591.480
▼17,9
TOTAL
138.154.853
184.236.065
▼25,0
TABEL 18 EVOLUŢIE CHELTUIELI DE MENTENANŢĂ MINORĂ ŞI MAJORĂ: PERIOADA 2009-2012
Ierarhizarea acţiunilor de mentenanţă, a lucrărilor de reabilitare şi a propunerilor de investiţii
(retehnologizare/modernizare/dezvoltare) se realizează prin analize multicriteriale ce au în
vedere: interconexiunea cu sistemele electroenergetice vecine - corespunzător obiectivului de
îndeplinire a condiţiilor tehnice de interconexiune cu sistemele europene, starea tehnică în
vederea creşterii calităţii serviciului prestat utilizatorilor RET, a eficienţei în funcţionare a RET şi
a eficienţei în funcţionare a instalațiilor Companiei, importanţa staţiilor, volumul energiei
electrice transportate, precum şi deservirea unui client strategic, ca şi prin analize calitative de
risc.
MENTENANTA [Mil RON]
RETEA
- majora (RK, RC)
- minora (SMART )
IT&C
- TELETRANS
- alti furnizori de mentenanta IT&C
- sisteme de Securitate
TOTAL MENTENANŢA
2009
2010
2011
2012
152
80
72
32
28
4
0
184
131
48
83
30
27
4
0
161
184
31
154
34
30
4
0
218
138
12
126
39
30
4
5
177
2013
BVC
151
38
113
68
30
8
30
219
2014
2015
2016
2017
110
13
97
48
31
5
12
158
120
29
91
48
31
5
12
168
130
39
91
48
31
5
12
178
135
42
93
48
31
5
12
183
TABEL 19 CHELTUIELI DE MENTENANŢĂ
3.3.6. Planul de dezvoltare a RET
Planul de perspectivă a RET – perioada 2010 – 2014 și orientativ 2019 a primit avizul ANRE nr.
3/12 august 2011 și aprobarea MECMA în 31 august 2011. În aprilie 2012 a fost finalizat şi
transmis spre avizare la ANRE Planul de perspectivă a RET – perioada 2012-2016 și orientativ
2021. Acesta prevede următoarele volume de investiții:
Mil RON
TOTAL
An tranziție
Perioada de reglementare III (2014-2017)
2013 BVC
2014
2015
2016
2017
2017
Total
330
458
460
464
467
449
2,298
TABEL 20 PROGRAM DE INVESTIȚII
*Nu sunt incluse investițiile de conectare la RET a noilor utilizatori, finanțabile din tarif de racordare
Pagina | 70
Priorităţile identificate pentru următoarea perioadă de zece ani au fost următoarele:

integrarea în SEN a grupurilor noi preconizate, incluzând un volum important de centrale
bazate pe surse regenerabile, corelat cu nivelul țintelor naționale privind ponderea energiei
electrice produse din surse regenerabile de energie în consumul final brut de energie
electrică în anii 2010, 2015 şi 2020: 33%, 35% și, respectiv, 38% și cu prognoza Guvernului
în PNAER de 4.000 MW instalaţi în centrale electrice eoliene în 2020;

asigurarea infrastructurii de transport și conducere a SEN necesară evitării congestiilor de
reţea, în sprijinul dezvoltării pieţei de electricitate (energie şi servicii) şi integrării acesteia în
piaţa internă europeană, conform cerinţelor UE;

retehnologizarea şi modernizarea, la înalt nivel tehnic, a staţiilor electrice, în funcţie de
vechimea echipamentelor și importanţa staţiilor;

creşterea eficienţei energetice prin minimizarea pierderilor de energie electrică.
Programul de dezvoltare a RET nu acoperă în întregime necesităţile, în special din punct
de vedere al termenelor de finalizare a proiectelor, care depăşesc uneori orizontul de
timp în care este preconizată finalizarea noilor capacităţi de producţie. Necesarul estimat
este mult mai mare, deci deficitul de resurse este important.
RET este proprietate publică a statului, concesionată Transelectrica. Conform prevederilor
legale, calitatea de concesionar obligă la păstrarea activelor concesionate cel puţin la nivelul
tehnic la care au fost preluate și, după caz, la un nivel tehnic superior corespunzător dezvoltării
tehnologice. În consecinţă, lucrările de modernizare și retehnologizare reprezintă o categorie
importantă de investiţii finanţate din tarif.
700
600
[MIL RON]
500
111
155
37
63
458
460
464
467
2014
2015
2016
2017
400
300
200
100
-
Planul de perspectiva RET
Suplimentare la Planul RET
TABEL 21 PROGRAM INVESTIȚII AJUSTAT
Pagina | 71
Consiliul de Supraveghere are în vedere reconsiderarea tuturor instrumentelor de planificare
pe termen lung (Planul de dezvoltare RET, Planul de investiţii, Planul de asigurare a
mentenanţei (PAM) etc.) în sensul actualizării şi corelării acestora din perspectiva eliminării
„deficitelor” (în general de finanţare) şi ancorării lor în realitatea economică concretă.
Diversele instrumente de prognoză trebuie completate cu perspectiva financiară şi cu
identificarea unor soluţii concrete de finanţare şi cu specificarea duratelor „reale” de
implementare, pentru a deveni instrumente de lucru cu adevărat utile.
Ca urmare a modificărilor semnificative preconizate pentru perioada următoare în structura
parcului de producţie, în special ca urmare a dezvoltării producţiei bazate pe resurse
regenerabile și a instalării a două noi unităţi nucleare, devine o preocupare majoră extinderea și
consolidarea RET pentru a face faţă noilor fluxuri de putere.
Până în prezent, de la semnarea Contractului de concesiune, statul nu a alocat surse directe
bugetare, care să suplimenteze tariful.
Acest lucru se corelează cu faptul că, potrivit prevederilor legale, până la apariţia noii
Legi a energiei (nr. 123/2012), Planul de Perspectivă era orientativ şi nu normativ.
Acceptarea investiţiilor şi recunoaşterea noilor active în BAR, generatoare de venituri din
tarif, este decizia ANRE. Legea 123/2012 face trimitere în art. 37 asupra obligațiilor de
finanţare / garantare din partea proprietarului reţelei de transport.
Consiliul de Supraveghere are în vedere diversificarea surselor de finanțare, îmbunătăţirea
lichidităţii şi a vizibilităţii surselor de finanţare pe termen scurt şi mediu şi implementarea unor
soluţii de protecţie împotriva riscului valutar. Consiliul de Supraveghere urmărește asigurarea
independenței și suficienței surselor de finanțare în vederea accelerării planului de investiții în
modernizarea și retehnologizarea RET, atât din perspectiva asigurării siguranței în funcționare
a SEN, cât și pentru reducerea costurilor de exploatare și îmbunătățirea performanței
financiare a Companiei.
INDICATORI
Datoria bancara
Sold obligatiuni
Datoria bancara in structura
datoriei
Sold obligatiuni in structura
datoriei
MIL RON
MIL RON
2013
2012 BVC
1.153 ###
0 200
2014
1.038
400
2015
979
600
2016
973
750
2017
1.000
900
%
100% 85%
72%
62%
56%
53%
%
0% 15%
28%
38%
44%
47%
TABEL 22 STRUCTURA DATORIEI
Pagina | 72
Strategia de administrare a Consiliului de Supraveghere urmărește accelerarea investițiilor în
modernizarea și retehnologizarea RET și pentru creșterea capacității de interconexiune cu
țările vecine, atât din perspectiva asigurării siguranței SEN, cât și pentru facilitarea exporturilor
de energie electrică. Astfel, Consiliul de Supraveghere propune accelerarea programului de
investiții cu circa 437 milioane lei peste nivelul din Planul de perspectivă RET aferent
perioadei mandatului său (2014-2017)
3.4. Evoluția acțiunilor pe BVB
Acțiunile Transelectrica se tranzacționează cu simbolul TEL la categoria I a pieței reglementate
a BVB. Evoluția prețului acțiunilor Transelectrica la BVB de la momentul listării până la
momentul elaborării acestui document este prezentată în continuare:
FIGURĂ 4 EVOLUȚIE COMPARATIVĂ PREȚUL ACȚIUNILOR TRANSELECTRICA VS. INDICI BVB
BET–C - Indice bursier local compozit, urmărește evoluția de ansamblu a tuturor companiilor
listate la BVB
BET - Indice bursier local blue-chips, urmărește evoluția celor mai capitalizate și lichide 10
companii listate la BVB
Acțiunea Transelectrica (TEL) este inclusă în indicii bursieri locali BET și ROTX (indici bluechip), BET-NG (indice sectorial energie), precum și în indicii internaționali Dow Jones Wilshire
Global Indexes (Global Total Market Index, Electricity Index, România Index). Prezența în
componența indicilor bursieri contribuie la creșterea vizibilității Companiei și creează premisele
Pagina | 73
atragerii fondurilor de investiții care își formează și mențin portofoliile în funcție de structura
indicilor (index-tracker funds).
Evoluția acțiunii TEL a fost corelată cu dinamica de ansamblu a pieței, fiind marcată însă
de o volatilitate relativ ridicată, atipică profilului defensiv caracteristic companiilor de
utilități.
Repere ale evoluției istorice a prețului acțiunii:
Preț/acțiune Capitalizare Randament
Randament față
Randament
(RON)
(Mil. RON)
față de IPO
de prima zi BVB
față de SPO
Maxim istoric
49,30
3.614
193%
116%
N/M
Minim istoric
8,55
627
-49%
-63%
N/M
31-iulie-2013
12,99
952
-23%
-43%
-13%
TABEL 23 EVOLUȚIA ISTORICĂ A PREȚULUI ACȚIUNII
IPO = Ofertă publică inițială derulată în anul 2006 de Transelectrica (preț de vânzare = 16,8
RON/acțiune)
Prima zi de tranzacționare (preț de închidere = 22,8 RON/acțiune)
SPO = Ofertă publică secundară derulată în anul 2012 de Guvernul României (preț de vânzare
= 14,9 RON/acțiune)
Din punct de vedere al valorii de piață a Companiei, Transelectrica reprezintă în prezent cca.
1% din capitalizarea totală a companiilor listate la BVB. Capitalizarea bursieră totală are un grad
înalt de concentrare, fiind dominată de un număr restrâns de companii din sectorul financiar
(Erste Bank, Fondul Proprietatea, BRD-GSG) și de sectorul petrol și gaze (OMV Petrom).
Factorii sistemici (evoluția piețelor de capital externe, retragerile/intrările investitorilor străini
din/în piețele emergente) au constituit elementele majore care au conturat evoluția acțiunii TEL.
Separat de factorii de sistem, cauzele posibile care au generat volatilitatea ridicată a acțiunii
TEL sunt localizate la nivelul următoarelor elemente:

Neconfirmarea caracteristicilor fundamentale care definesc modelul acțiunii defensive:
o
Instabilitatea în timp a rezultatelor financiare raportate de Companie, instabilitatea
fluxului de dividende distribuite

o
Predictibilitatea redusă a rezultatelor financiare
o
Profitabilitate inferioară în raport cu rentabilitatea reglementată
Lichiditatea de piață scăzută pe fondul unui procent redus al free-float-ului, respectiv o
pondere limitată a acțiunilor care sunt tranzacționate activ nefiind deținute în pachete
importante de acționari cu interese de deținere pe termen lung (până în 2012 doar 10-13%
Pagina | 74
din numărul total al acțiunilor Companiei s-au tranzacționat activ stabilind valoarea de piață
a Companiei; în 2012 procentul a crescut la 28% odată cu finalizarea cu succes a vânzării
către public a unui pachet de 15% din totalul acțiunilor Companiei, de Guvernul României).
1,20
1,10
RON/ACTIUNE
1,00
0,80
0,60
0,48
0,55
0,61
0,68
0,40
0,40
0,33
0,30
0,20
0,05
Istoric
Prognoza
0,12
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
BVC
FIGURĂ 5 EVOLUȚIA DIVIDENDULUI PE ACȚIUNE
Importanța cursului bursier: valoarea de piață a acțiunilor reprezintă limita maximă în
stabilirea prețului de vânzare în tranzacțiile de atragere de finanțare prin emisiuni noi de
acțiuni. Compania nu va putea vinde acțiuni la prețuri mai mari decât prețul pieței la
momentul emisiunii. Astfel, dincolo de obligația implicită de protejare și creștere a valorii
investiției acționarilor, Transelectrica este interesata să mențină atractivitatea acțiunilor în
vederea obținerii unor condiții avantajoase de finanțare.
Consilul de supraveghere vizează creșterea valorii acțiunilor Companiei prin ameliorarea
performanței financiare și prin diversificarea surselor de finanțare care să permită o
predictibilitate mai bună asupra plăților de dividende. Consilul de supraveghere propune
alocarea de dividende de 170 milioane lei aferente exercițiilor financiare ale mandatului său
(2013-2017).
3.5. Guvernanță corporativă
Definirea și rolul guvernanţei corporative în Transelectrica
Pentru o analiză completă asupra modului de îndeplinire a misiunii Transelectrica, trebuie luate
în considerare toate părţile implicate și afectate în/de desfăşurarea activităţii acesteia, cu alte
cuvinte, trebuie analizat atât mediul intern cât şi cel extern Companiei. Acest tip de analiză se
realizează prin intermediul guvernanţei corporative.
Pagina | 75
Guvernanţa
corporativă
se
referă
la
promovarea
corectitudinii,
transparenţei
și
responsabilităţilor, fiind definită în conformitate cu OUG nr. 109/2011 privind guvernanța
corporativă a întreprinderilor publice, drept „ansamblul de reguli care guvernează sistemul
de administrare şi control în cadrul unei întreprinderi publice, raporturile dintre autoritatea
publică tutelară şi organele întreprinderii publice, între consiliul de administraţie/de
supraveghere, directori/Directorat, acţionari și alte persoane interesate”.
În calitate de companie listată la Bursa de Valori București, Transelectrica aplică atât legislația
și standardele de transparență solicitate de normele și reglementările în vigoare, cât și cele mai
bune practici de guvernanță corporativă, cu scopul de a construi un parteneriat pe termen lung
bazat pe respect și încredere cu acționarii și celelalte părți interesate în activitatea Companiei.
Guvernanţa corporativă în cadrul Transelectrica, implică buna derulare a relaţiei cu toate părțile
implicate în activitatea Companiei și urmărirea atingerii obiectivelor Companiei. Guvernanţa
corporativă este utilizată în scopul verificării concordanţei dintre obiective și rezultate, cât și
pentru motivarea Companiei de a-şi îmbunătăţi activitatea prin alinierea comportamentelor
diferite ale tuturor părților interesate.
Structurile Guvernanţei corporative în Transelectrica
Începând cu anul 2012, Transelectrica este o companie administrată în sistem dualist, având un
Consiliu de Supraveghere ai cărui membri sunt numiți de AGA și un Directorat care își exercită
atribuțiile sub controlul Consiliului de Supraveghere.
Prin intermediul condiționărilor privind constituirea Consiliului de Supraveghere, OUG nr.
109/2011 impune exigențele necesare în ceea ce privește competența, profesionalismul și
performanța membrilor Consiliului de Supraveghere, pe care îi responsabilizează în mod
concret în actul de administrare, impunându-le asumarea obiectivelor Companiei și
transpunerea lor în Planul de administrare, pe care AGA îl analizează și aprobă.
Consiliul de Supraveghere funcționează în baza propriului Regulament de Organizare și
Funcționare care este supus aprobării AGA, drepturile și obligațiile membrilor fiind stipulate în
Contractul de Administrare încheiat cu reprezentantul AGA mandatat în acest sens.
Conducerea Transelectrica revine în exclusivitate Directoratului, care are obligația de a
transpune Planul de Administrare (PA) supus şi aprobat de AGA în Plan de Management (PM)
și de a întreprinde toate acțiunile și măsurile necesare pentru realizarea obiectului de activitate
și îndeplinirea misiunii Companiei, cu excepția celor rezervate de lege ca atribuție a Consiliului
de Supraveghere și a Adunării Generale a Acționarilor.
Pagina | 76
Funcționarea Directoratului este stabilită prin Regulile interne ale Directoratului, aprobate de
către Consiliul de Supraveghere.
Principiile guvernanţei corporative aplicate în Transelectrica
Îndeplinirea rolului și a funcţiilor Guvernanţei corporative la nivelul Transelectrica se realizează
pe baza principiilor instituite prin prevederile OUG nr. 109/2011 privind guvernanța corporativă a
întreprinderilor publice, precum și a unui set de principii dezvoltate de Organizaţia de Cooperare
Economică și Dezvoltare (OECD) pe baza celor mai avansate standarde legislative și de bună
practică a corporaţiilor.
Aceste principii vizează:

separarea clară a competențelor ce derivă din calitatea de acționar, de cele ce decurg din
calitatea de administrator/conducător al Companiei;

transparență, nediscriminare și tratament egal în procesul de selecție a membrilor
Consiliului de Supraveghere și Directoratului;

asigurarea exercitării drepturilor acţionarilor, respectiv a funcţiilor proprietăţii;

tratamentul echitabil al acţionarilor (acţionari majoritari, minoritari) și al tuturor părților
interesate;

asigurarea comunicării bazate pe respect și etică în afaceri;

diseminarea de informaţie şi asigurarea transparenţei prin publicarea pe pagina proprie de
internet a documentelor, datelor și informațiilor referitoare la activitatea Transelectrica
(situaţii financiare, structura acţionariatului, performanţa în administrarea Companiei, etc);

obligaţiile Consiliului de Supraveghere (monitorizarea eficientă a Directoratului de către
Consiliul de Supraveghere şi responsabilitatea acestora faţă de Companie, faţă de acţionari
și toate părțile interesate precum și faţă de mediul economic în care acţionează).
Principiile enunțate guvernează cadrul în care Transelectrica a definit setul de linii directoare în
relația cu acționarii și alte părți interesate (prezentat la capitolul 1.4) și care ghidează Compania
în creșterea valorii adăugate și consolidarea încrederii partenerilor săi.
Respect și transparență în relația cu acționarii și alte părți interesate
Începând cu data de 29.08.2006 acțiunile emise de Transelectrica sunt tranzacționate pe piața
reglementată administrată de BVB, la categoria I, sub simbolul TEL. Listarea la Bursa de Valori
București a reprezentat momentul de debut al parteneriatului pe termen lung cu acționarii
Companiei.
Fiind o companie admisă la tranzacționare, Transelectrica îndeplinește standardele de
guvernanță
corporativă
prevăzute
de
reglementările
naționale
aplicabile
societăților
Pagina | 77
tranzacționate pe bursa de valori, respectiv Codul de guvernanță corporativă al BVB, precum și
Regulamentul Transelectrica de guvernanță corporativă.
În acest sens, Transelectrica se supune reglementărilor incidente pieței de capital, asigurând
efectuarea și publicarea raportărilor asupra tuturor evenimentelor importante ce au loc în cadrul
Companiei și care pot afecta/influența decizia de investire. Compania include în Raportul anual
Declarația “Aplici sau explici” privind conformarea cu prevederile Codului de Guvernanţă
corporativă, emis de BVB. Prin aceasta, Transelectrica garantează dreptul acționarilor și al
tuturor părților interesate la tratament echitabil și la o corectă și completă informare asupra
situației financiare și a evenimentelor ce apar în cadrul Companiei
Totodată, Transelectrica organizează întâlniri cu analiști financiari, brokeri, investitori și alți
specialiști din piața de capital, în scopul prezentării situațiilor financiare ca elemente relevante
deciziei de investire și a asigurării dreptului la informare transparent pentru toate părțile
interesate.
Pentru asigurarea vizibilității și a transparenței, Transelectrica completează situațiile și
raportările financiare pe care le actualizează periodic, cu raportări non-financiare care au rolul
de a oferi o dimensiune concretă și o imagine completă asupra Companiei și a activităților sale.
Aceste raportări vizează:

problematici de mediu – prin Raportul de mediu, în care Transelectrica expune modul în
care s-a angajat în direcția integrării protecției mediului în activitățile sale,

norme de conduită ce stabilesc și reglementează valorile corporative, responsabilitățile,
obligațiile și conduita în afaceri ale Companiei și modul în care funcționează aceasta - Codul
de etică,

elemente de responsabilitate socială corporativă – prin Raportul de responsabilitate
corporativă în care se face cunoscută strategia Companiei în domeniu și modul în care
Transelectrica pune în practică și se implică în soluționarea unor probleme din domeniul în
care își desfășoară activitatea sau ale Companiei în general.
În acest mod și în concordanță cu valorile promovate, Transelectrica înțelege să asigure
respectarea drepturilor părților interesate în activitatea sa și să consolideze parteneriatul pe
termen lung cu acestea.
3.5.1. Responsabilitate socială
Responsabilitatea socială este un proces de management prin care Transelectrica dorește să
contribuie la dezvoltarea unei societăți românești durabile și performante.
Pagina | 78
Transelectrica se implică în rezolvarea problemelor sociale ale comunității unde își desfășoară
activitatea, ia în considerare interesele Companiei și se responsabilizează față de angajați,
acționari, comunitate și mediu.
Responsabilitatea socială reprezintă parte integrantă a strategiei de afaceri a Companiei,
viziunea Companiei în acest domeniu fiind promovarea valorilor naționale precum inovația,
spiritul de echipă, respectul diversității și angajamentul. Acestea stau la baza performanței
Transelectrica.
De asemenea, Transelectrica este conștientă de impactul de mediu al activităților Companiei și
a implementat o serie de măsuri cu scopul de a reduce poluarea sub limitele admisibile la nivel
național și european. Sistemul de management de mediu este conform cerințelor standardului
internațional ISO14001/2004 și certificat de SRAC.
În anul 2013 Compania și-a planificat să finanțeze acţiuni ce vizează Politica Responsabilităţii
Sociale Corporative (CSR), în următoarele domenii:
Artă și cultură:

colaborare la organizarea de festivaluri de teatru și de muzică clasică, la organizarea de
evenimente ale asociațiilor de elevi și studenți sau ale asociațiilor, fundațiilor culturale, la
realizarea de opere artistice etc.
Educație:

acordare de ajutor tinerei generații (burse)

utilarea laboratoarelor de cercetare ale Facultății de Energetică (Universitatea Politehnica
București)

ajutor material pentru îmbogățirea fondului de carte în bibliotecile școlare (manuale, cărți de
specialitate în domeniul energetic)
Acțiuni umanitare:

acordarea de ajutor material asociaților pentru protecția pensionarilor proveniți din sistemul
energetic, fundații și asociații pentru copii cu dizabilități;

implicarea și în acțiuni de binefacere pentru a ajuta persoanele și localitățile sinistrate ca
urmare a calamităților naturale.
Mediul înconjurător:

acțiuni preventive și corective
Pagina | 79
Dezvoltarea comunității:

acordarea de sprijin financiar în construcții și restaurări de scoli și monumente de cult
(biserici, mănăstiri), prioritare fiind zonele în care Transelectrica deține sucursale de
transport.
Responsabilitatea față de angajați:

respectarea angajamentelor față de angajați, inclusiv stabilitatea salariilor
Codul de etică profesională al Transelectrica
Pentru îndeplinirea atribuţiilor de serviciu şi aplicarea principiilor legalităţii, integrităţii morale,
competenţei și responsabilităţii profesionale, Transelectrica a implementat în Companie Codul
de Etică Profesională.
Acest document corporativ prezintă setul de reguli pe baza cărora s-a dezvoltat Transelectrica
și cuprinde reguli de comportament etic în afaceri și modul de prevenire a acţiunilor ilicite și
ilegale care ar putea să apară pe parcursul derulării afacerilor în cadrul Companiei.
Codul de Etică Profesională are caracter obligatoriu, se aplică în toate structurile Transelectrica
și definește un set de valorile etice ale Transelectrica:
1.
Fii loial Companiei!
2.
Fii corect!
3.
Contribuie, prin calitatea activităţii proprii, la promovarea şi întărirea imaginii de exigenţă
profesională şi de integritate a Companiei, la menţinerea şi consolidarea credibilităţii și
reputaţiei acesteia!
4.
Urmăreşte performanţa în activitatea profesională proprie, dovedeşte spirit de iniţiativă și
deschidere la schimbare şi la nou!
5.
Păstrează confidenţialitatea operaţiilor, informaţiilor şi documentelor clasificate din
cadrul Companiei!
6.
Dovedeşte spirit de echipă faţă de colegi, respectând demnitatea şi drepturile fiecăruia!
7.
Fii integru. Nu căuta și nu pretinde/oferi avantaje necuvenite în relaţiile cu clienţii,
executanţii de lucrări/prestatorii de servicii sau cu autorităţile!
8.
Nu te lăsa influenţat de interese personale, de presiuni sau influenţe externe în
îndeplinirea atribuţiilor de serviciu!
9.
Evită conflictele de interese personale şi financiare cu cele ale Companiei!
10.
Apără şi protejează integritatea patrimonială a Companiei și urmăreşte utilizarea
patrimoniului numai în interesul Companiei!
Pagina | 80
3.6. Analiza SWOT
Amenințări:

Tendința descrescătoare a consumului intern de energie (pe fondul prelungirii crizei
economice
și
a
necesității
intensificării
eforturilor
de
eficientizare
energetică
a
consumatorilor) cu impact negativ asupra veniturilor și tarifurilor pentru serviciile de transport
și sistem;

Întârzieri în actualizarea strategiei energetice naționale;

Aplicarea cu întârziere a cadrului legislativ european atât ca transpunere în legislația
națională, inclusiv la nivel de legislație secundară cât și ca implementare (întârzierea în
realizarea procesului de certificare) și riscurile de infringement;

Structura schemei de sprijin pentru sursele regenerabile de energie electrică care pune
presiune pe companie atât investițional (conectare la RET) cât și în operare (cu accent pe
piața de echilibrare);

Vulnerabilitățile din sectorul de producție a energiei electrice (zona cărbune, creșterea
producției intermitente, întârzierea marilor proiecte de investiții ale companiilor de stat)

Schimbarea centrelor de greutate ale producției de electricitate dar chiar și a celor de
consum:

În București CET-urile învechite nu mai produc precum înainte și Bucureștiul nu mai este un
„exportator” de energie către restul țării, devenind un „importator”, necesitând reconfigurarea
rețelei de distribuție de IT, dar și închiderea unui „inel al rețelei de transport” în condițiile
dezvoltării consumului în jurul Bucureștiului;

Apariția producătorilor de electricitate din surse regenerabile de energie în sud-estul
României, cu producție necontrolabilă, conduce la reducerea producției din sud-vest și la
schimbarea circulațiilor de puteri în RET, cu modificarea CPT și amenințări de congestii la
traversarea Dunării dinspre Dobrogea – sunt necesare întăriri semnificative ale rețelei;

Insuficiența în perspectivă a existenței și disponibilității serviciilor de sistem tehnologice;

Viteze investiționale diferite între noile surse de generare a electricității folosind
regenerabilele (care s-au extins rapid folosind o schemă generoasă de sprijin) și dezvoltarea
RET care ar trebui să preia și să transporte această producție necontrolabilă (a cărei
dezvoltare se bazează pe un model depășit axat pe ciclul proiect – credit –
construire/rambursare credit – recunoaștere în BAR – tarif);

Disciplina comercială și financiară insuficientă în piețele de electricitate; neplata facturilor
emise; recuperarea unor creanțe comerciale în justiție;

Efectul de contagiune al insolvenței HE (reducerea ratingului TEL în 2012);

Reducerea atractivității României pentru mediul investițional;
Pagina | 81

Dificultăți ale cadrului de reglementare: echilibrului financiar insuficient al administrării
schemei de sprijin pentru cogenerarea de înaltă eficiență și întârzieri în recunoașterea
costurilor serviciilor de sistem tehnologice în tarif;

Metodologia tarifului de transport: rezolvare insuficientă a problemei CPT; finanțarea
investițiilor din tariful de transport;

Deteriorarea sistemului de învăţământ profesional energetic;
Oportunități:

Strategia și legislatia europeană, care în principiu trebuie privită ca o oportunitate; cerințele
pachetului 3 legislativ privind certificarea, organizarea și funcționarea OTS;

Apartenența la ENTSO-E, formarea și integrarea piețelor de electricitate regionale și
formarea pieței unice de energie electrică;

Posibilitatea definirii unor programe sectoriale prin care să se aloce fonduri structurale
(ajutor de stat pentru activități de serviciu public) pentru realizarea de noi active de transport
necesare atingerii unor obiective naționale și pan-europene, cum ar fi integrarea producției
necontrolabile din surse regenerabile („Connecting Europe”);

Posibile noi proiecte de infrastructură de interconexiune în parteneriat public privat;

Dezvoltare de noi afaceri (în regim nereglementat);

Adoptarea sistemului de conducere dualist cu Consiliu de Supraveghere și Directorat;
aplicarea prevederilor OUG nr. 109/2011 și trecerea la managementul profesionist;

Introducerea Legii nr. 255/2013 privind exproprierea pentru cauza de utilitate publică,
necesară realizării unor obiective de interes național, județean și local;

Prezența pe piața de capital; tranzacționarea acțiunilor TEL pe BVB;
Puncte tari:

Caracterul de monopol natural al activităților de OTS și impactul pozitiv asupra gestiunii
riscurilor;

Nivelul ridicat de expertiză tehnică al personalului;

Progrese importante în procesul de reabilitare și modernizare a Infrastructurii RET;

Grad moderat de îndatorare pentru finanțarea investițiilor;

„Moștenirea” deceniilor anterioare – o rețea de înaltă tensiune puternică care a transportat
peste 90 TWh pe an;
Pagina | 82
Puncte slabe:

Elemente de rețea învechite sau cu durată de viață la limită care nu au intrat încă în
programe de reabilitare și modernizare;

Tendinţa descrescătoare a bazei de active reglementate (BAR) care va continua pe durata
primilor doi ani de mandat (2014-2015) datorită volumului insuficient de investiţii din ultimii
ani; tendinţa descrescătoare a Bar-ului nu va putea fi redresată mai repede, în ciuda unui
efort investiţional sporit, datorită duratei lungi de execuţie a proiectelor de investiţii;

Valoarea ridicată a consumului propriu tehnologic cu tendință de creștere datorită locației de
amplasare a regenerabilelor; ca procent fizic, CPT este sensibil mai mare decât cel
reglementat. Circulațiile de puteri reale nu sunt de natură să ajute în reducerea CPT;

Eficiența redusă a cheltuielilor controlabile în special în zona mentenanţei şi reparaţiilor
capitale, pe fondul diminuării efortului investiţional din ultimii ani;

Performanța financiară insuficientă, randamentul realizat al capitalului este încă sensibil mai
mic comparativ cu costul capitalului;

Randamentul realizat al capitalului este încă sensibil mai mic decât costul capitalului;

Performanțe mai slabe decât companii OTS similar listate la bursă;

Instabilitatea cadrelor de conducere și a formulelor de organizare cu impact asupra
elaborării unor strategii coerente pentru dezvoltarea Transelectrica și adaptarea la noile
condiții ale mediului economic;

Strategiile anterior asumate privind evoluția în scădere a numărului mediu de personal nu sau realizat;

Efectele negative ale constrângerilor bugetare, generate în parte de criza economică,
asupra capacității de finanțare, accentuate și de faptul că Transelectrica gestionează (nu
deține) activele RET;

Nivelul insuficient de expertiză financiară al personalului și introducerea parțială a unui
sistem informatizat de management (MIS);

Eficiența redusă a relației cu fililele SMART și Teletrans datorate în special schimbărilor
frecvente din managementul grupului.
Din analiza celor de mai sus se pot desprinde cateva directii principale de acțiune: (i)
acccelerarea programului de investiții care sa permită retehnologizarea și modernizarea RET în
paralel cu creșterea czpacității de interconexiune în cadrul ENTSO-E și a țărilor vecine pe baze
sustenabile, (ii) optimizarea stucturii capitalurilor și identificarea de soluții de finanțare moderne
și eficiente pentru a susține programul de investiții, (iii) eficientizarea activității și asigurarea unui
rentabilitați a capitalurilor investite (existente și viitoare) către acționarii prezenți și viitori ai
companiei.
Pagina | 83
In plus, se desprinde necesitatea intorducerii unor programe de management performant la
nivelul companiei și filialelor cu scopul de a ameliora predictibilitatea și performanța
operațională și financiară.
Interpretare:
În baza analizei strategice efectuate, Consiliul de Supraveghere propune, prin Planul său de
administrare, să exploateze:

atractivitatea relativă a Transelectrica pentru investitorii financiari (utilitate publică stabilă
prin poziția de monopol de stat, cu capacitate de procesare a unor proiecte majore de
investiții pe fondul reducerii generale a oportunităților de investiții);

deschiderea mediului economic pentru proiecte de investiții de anvergură (Legea nr.
255/2013 care creează premiza urgentării exproprierilor în vederea realizării proiectelor
de utilitate publică);
pentru a accelera proiectele de investiții în vederea

modernizării, retehnologizării și întăririi RET;

creșterii capacității de interconexiune, atât în interiorul ENTSO-E, cât și cu țările vecine
din afara Uniunii Europene (Moldova, Serbia, Turcia);
cu scopul de a:

compensa declinul consumului intern de energie prin crearea unor oportunități de export;

îmbunătăți semnificativ performanța financiară a Transelectrica prin reducerea
cheltuielilor operaționale (mentenanță și reparații, consum propriu tehnologic, congestii,
personal);
prin:

diversificarea surselor de finanțare (emiterea unei serii de obligațiuni corporative), alături
de creditele bancare comerciale;

atragerea de fonduri structurale pentru continuarea și crearea unor proiecte de interconexiune de anvergură.
În vederea îmbunătățirii performanței de grup a Transelectrica, dar și pentru îndeplinirea
obligațiilor de transparență, în calitatea sa de participant semnificativ la piața de capital și de
credibilitate a eforturilor de atragere de capital, Consilul de Supraveghere are în vedere
extinderea principiilor de guvernanță corporativă enunțate în OUG nr. 109/2011 atât la
nivelul întregii organizații în Transelectrica, cât și în cadrul filialelor ale căror situații
Pagina | 84
financiare sunt consolidate (Teletrans și Smart). Astfel, Consiliul de Supraveghere va
asigura:
la nivelul Transelectrica:

o politica de succesiune, atragere, dezvoltare și retenție personal;

o schemă de conducere pe bază de obiective și de remunerare variabilă a eforturilor
depuse pe bază de criterii de performanță;
la nivelul filialelor Teletrans și SMART:

un management profesionist la nivel de conducere executivă și neexecutivă;

principii definite prin OUG nr. 34/2006 în activitatea de achiziții pentru a asigura
transparență și condiții de competitivitate economică;

un mecanism riguros de bugetare și monitorizare a execuției bugetare.
În vederea dezvoltării afacerii Transelectrica în sfera activităților nereglementate, Consiliul
de Supraveghere va dinamiza dezvoltarea activităților desfașurate de filialele sale prin
asigurarea unor condiții sporite de finanțare și expunere la piețe noi:

desciderea acționariatului operatorului pietei angro de energie (OPCOM) și atragerea de
noi investitori în vederea dezvoltării competențelor de tranzacționare cu alte tipuri de
energie dar și pentru accelerarea integrării cu alte piețe din regiune;

reducerea dependenței filialelor Formenerg, SMART și Teletrans de Transelecrica și
dezvoltarea accelerată a activității acestora dincolo de sfera de preocupări actuală;

rezolvarea dificultăților filialelor ICEMENERG și ICEMENERG-Service și valorificarea
eficientă a potențialului uman și patrimonial.
Pagina | 85
Strategia de administrare şi Planul de
acţiune.
4.1. Metodologie
Strategia de administrare şi dezvoltare a Transelectrica pune accent pe stabilirea scopurilor în
context SWOT (folosind identificarea punctelor forte și a celor slabe, pe valorificarea
oportunităților și limitarea/ eliminarea amenințărilor externe, din perspectiva desfășurării optime
a forțelor şi resurselor maxim mobilizabile pentru atingerea obiectivelor stabilite.
Planul de Administrare își propune definirea direcțiilor strategice și a obiectivelor de performanţă
în contextul modern al abordării de tip Balanced Scorecards. Obiectivele strategice grupate în
cele patru perspective specifice metodei BSC sunt transformate în direcții de acțiune ce vor fi
preluate de Planul de Management şi astfel transformând viziunea și strategia companiei în
procese operaționale eficiente şi profitabile.
Având în vedere misiunea asumată, rolul și importanța Transelectrica, strategia de administrare
a Companiei în perioada 2013-2017 vizează creșterea sustenabilă a eficacității Companiei în
consens cu condițiile generate de sectorul energetic din România în această perioadă.
În acest scop, în stabilirea direcțiilor și obiectivelor strategice s-au avut în vedere în principal:

Prognozele cu privire la nivelul de consum,

Obligațiile și răspunderile de importanță crucială ale Companiei în sectorul energiei
electrice, în calitate de prestator al unui serviciu public,

Necesitatea alinierii la cerințele cadrului de reglementare european şi național specifice
companiilor de tip OTS.
Strategia de administrare își propune să îmbine în mod armonios managementul tehnic cu
managementul financiar, ambele exercitate la nivel maxim de excelență profesională, în scopul
asigurării siguranței SEN şi adecvanței RET prin amplificarea şi accelerarea programului de
investiţii pe baza diversificării surselor de finanţare şi creşterea performanței financiare prin
reducerea cheltuielilor operaţionale în limita superioară prevăzută de cadrul de reglementare
existent.
Obiectivele de performanţă ale Companiei în conformitate cu metodologia “Balanced
Scorecards” şi necesitatea trecerii la un sistem modern de salarizare bazat pe performanță,
sunt definite din 4 perspective:

Perspectiva clienților
Pagina | 86

Perspectiva internă

Perspectiva creşterii şi învățării

Perspectiva financiară

Pentru adaptarea completă la realitățile specifice unei companii de tip monopol natural am
completat prima perspectivă cea a clienților, cu perspectiva părților interesate importante
(major stakeholders):
o
Autoritatea de reglementare (ANRE)
o
Autorități centrale la nivel de minister:

MFP ca reprezentant al acțiunilor deținute de stat în companie

ME – Departamentul Energie pentru rolul de minister de resort în sectorul
energetic şi proprietar (în numele statului) al RET
o
Alte părți interesate importante
Cum arata compania in fata actionarilor ?
Obiective
Indicatori
Actiuni
Perspectiva
financiara
Calendar
Cum percep clientii compania?
Obiective
Indicatori
Actiuni
Calendar
Perspectiva
clientilor
Viziune si
strategie
Cadru de
reglementare
Cat de bine gestionam procesele operationale ?
In ce trebuie sa excelam ?
Obiective
Indicatori
Perspectiva
interna a
Actiuni
proceselor de
Calendar
afaceri
Cum putem sustine capacitatea noastra de schimbare,
perfectionare si inovare ?
Obiective
Perspectiva
Indicatori
invatarii si
cresterii
Actiuni
Calendar
FIGURĂ 6 PATRU PERSPECTIVE
În cadrul specific al fiecărei perspective BSC se definesc obiectivele strategice măsurabile prin
indicatorii aferenți după care pentru fiecare obiectiv strategic se definește setul de acțiuni şi
calendarul prin care obiectivele alese vor fi atinse. Direcțiile de acțiune propuse se constituie în
linii directoare necesare elaborării Planului de Management de către Directorat.
Ansamblul obiectivelor strategice şi indicatorilor de performanță sunt baza de construcție a
setului de KPI ai Companiei în abordarea de tip MBO (management by objectives) şi
Pagina | 87
construirea unui sistem modern de salarizare care îmbină planurile anuale de performanță cu
planul de performanță pe termen lung (pe durata mandatului) al Companiei.
Cele mai relevante obiective strategice şi indicatori de performanță aferenți vor fi propuse a
constitui setul de obiective şi criterii de performanță din contractele de mandat.
Luând în considerare caracterul particular al Companiei, de prestator al unui serviciu public de
interes național, activitate cu caracter de monopol reglementat, rezultă că performanța
Companiei din perspectiva financiară este puternic dependentă de evoluțiile celorlalte
perspective, prioritatea fundamentală fiind asigurarea siguranței în funcționare a SEN și, prin
urmare prestarea serviciului public conform standardelor stabilite de către reglementator.
4.2. Obiective strategice
Transelectrica, dincolo de aspectele exogene, pozitive şi negative, date de recesiunea/
dezvoltarea lentă a economiei și, parte din ea, a sectorului energetic la nivel intern și european,
are un spațiu important de redresare și dezvoltare, de creștere a performanței sale pe toate
planurile, atât cel tehnic cât și al eficienței operaționale și performanței financiare, toate corelate
cu limitele metodologice și valorice actuale ale cadrului de reglementare stabilit de ANRE.
Pe baza celor 4 perspective din metodologia BSC şi a criteriilor specifice fiecăreia, se identifică
obiectivele strategice ce constituie esența acestei strategii de administrare, precum şi acțiunile
necesare atingerii lor, împreună ele constituind suportul necesar Planului de Management de
transformare a viziunii strategice în satisfacția şi încrederea acționarilor, clienților şi principalilor
stakeholders (părți interesate), precum şi a salariaților companiei.
Pagina | 88
FIGURĂ 7 OBIECTIVE STRATEGICE PE BAZA CELOR PATRU PERSPECTIVE
4.2.1. Perspectiva clienților şi părţilor interesate importante
OS1.1. Funcţionarea în siguranţă a SEN şi transportul energiei electrice la niveluri de calitate
corespunzătoare condiţiilor normate din licența de OTS a ANRE, de Codul tehnic al RET şi
Standardul de performanţă pentru serviciile de transport şi de sistem ale energiei electrice
(Transelectrica: OTS)
Context
Legea nr. 123/2012, a energiei electrice şi a gazelor naturale şi Codul Tehnic al RET– Revizia I,
aprobat prin Ordinul ANRE nr. 20/2004, modificat şi completat prin Ordinul ANRE nr. 35/2004,
definesc responsabilităţile Transelectrica, în calitatea sa de operator de transport şi de sistem,
în ceea ce priveşte siguranţa sistemului şi buna funcţionare a pieţelor de electricitate.
În plus, este aspirația și angajamentul Transelectrica pe termen mediu și lung de a-și îndeplini
în mod exemplar și responsabil misiunea de serviciu public, având la bază un sistem modern și
eficient de infrastructuri de transport-dispecerizare (în principal RET şi sistemul EMS-SCADA) și
suport, integrând cele mai noi tehnologii disponibile.
Operatorul de Transport şi de Sistem are obligația de a:
Pagina | 89

asigura capacitatea pe termen lung a reţelei de transport de a satisface cererile rezonabile
de transport de energie electrică şi exploatează, întreţine, reabilitează şi dezvoltă în condiţii

garanta mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligaţiilor de serviciu public;

contribui la realizarea siguranţei în alimentarea cu energie electrică, prin asigurarea unor
capacităţi de transport adecvate şi prin menţinerea fiabilităţii acestora.
Conform competenţelor şi atribuţiilor stabilite prin Legea energiei electrice şi a gazelor naturale
nr. 123/2012 şi Condiţiilor asociate Licenţei nr. 161 pentru transportul de energie electrică şi
furnizarea serviciului de sistem, Transelectrica are obligaţia de a elabora planuri de investiţii şi
de dezvoltare a reţelei de transport pe 10 ani, în concordanţă cu stadiul actual şi evoluţia
viitoare a consumului de energie şi a surselor, inclusiv importurile şi exporturile de energie.
Potrivit legii planul de dezvoltare este avizat de proprietarul reţelei de transport şi aprobat de
ANRE.
Obiective și indicatori de performanță
Cu scopul de a asigura funcţionarea în siguranţă a SEN şi transportul energiei electrice la
niveluri de calitate corespunzătoare condiţiilor normate, Consiliul de Supraveghere se
angajează în:

Respectarea condițiilor normate prin codul tehnic RET, licență, standard de performanță și
cerințele europene (ENTSO-E, UE),

Respectarea condițiilor stabilite prin reglementările europene sau convenții europene (vezi
codurile de reţea ENTSO- E)
De altfel, Transelectrica își propune, prin procesele interne (a se vedea perspectiva internă),
îmbunătățirea calității serviciului, precum și monitorizarea continuă a calității energiei electrice.
Acțiuni
Transelectrica va derula un proces continuu pentru a asigura:

Adecvanța procedurilor de planificare operaţională şi conducere operativă specifice
activităţilor DEN,

Perfecționarea continuă a Codului tehnic RET şi obținerea aprobărilor necesare de la
ANRE,

Exploatarea RET în condiții de siguranță și eficiență,

Stabilirea, contractarea și gestionarea serviciilor de sistem tehnologice necesare pieţei de
echilibrare şi asigurării siguranței SEN,
Pagina | 90

Conducerea în timp real a sistemului, cu aplicarea normelor şi procedurilor în vigoare;

Identificarea necesităților de dezvoltare a RET și planificarea dezvoltării în vederea
satisfacerii necesităților identificate,

Realizarea investiţiilor prevăzute în Planul de dezvoltare,

Dezvoltarea sistemelor de contorizare (Transelectrica ca operator principal de măsurare al
pieţei angro de electricitate) şi a celor de monitorizare a calităţii energiei.
OS1.2. Operarea pieței de echilibrare în condiții de calitate pe platformele de tranzacționare a
PE (Transelectrica, Operator al Pieței de Echilibrare)
Context
Începând cu 01.09.2012, s-a pus în funcțiune noua platformă informatică DAMAS, care
răspunde reglementărilor specifice în vigoare și contextului de dezvoltare a pieței de energie
electrică cunoscut la momentul proiectării acesteia.
Dezvoltarea semnificativă a centralelor electrice eoliene şi apariţia în ultimii ani a unor centrale
de mare putere, de ordinul sutelor de MW, racordate la RET prin staţii de transformare cu
tensiune superioară de 400 kV sau la RED prin staţii cu tensiunea superioară de 110kV, face ca
producţia eoliană să nu mai poată fi tratată doar ca producţie distribuită, ci şi ca producţie
concentrată şi injectată în noduri ale RET prin unităţi de transformare de mare putere.
Integrarea centralelor cu funcţionare intermitentă (volatilă) face necesară perfecţionarea
mecanismelor de piaţă de energie electrică și a instrumentelor de implementare a acestora. Un
exemplu în acest sens îl reprezintă dezbaterile recente pentru perfecționarea Ordinului ANRE
33/2012 privind regulile de operare ale pieţei de echilibrare.
Transelectrica își propune:

Operarea pieței de echilibrare în condiții de calitate pe platformele de tranzacționare a PE în
conformitate cu cerințele legislației secundare în vigoare.
Acțiuni

Pregătirea ante factum în vederea implementării produselor noi de pe piața angro de
energie electrică,

Implementarea unei noi platforme, integrate, pentru dispecer (EMS-SCADA, AGC, piață de
echilibrare, nod ETSO, dispecerizare centrale bazate pe surse regenerabile etc.), care să
răspundă noilor necesități impuse de legislația actuală referitoare la conducerea prin
dispecer a SEN și operarea piețelor de echilibrare, alocare de capacități și servicii
tehnologice de sistem.
Pagina | 91
Transelectrica, Operator de măsurare pe piața angro de energie electrică
OS1.3. Optimizarea activității de măsurare pe piața angro de energie electrică
Context

În cadrul Transelectrica, îndeplinirea funcţiei de operator de măsurare a energiei electrice şi
monitorizare a calităţii acesteia este realizată de către Direcţia de Măsurare OMEPA (DM
OMEPA). DM OMEPA răspunde de activitatea de măsurare a energiei electrice şi
monitorizare a calităţii energiei electrice ce este desfăşurată atât la Punctul Central, cât și în
teritoriu, prin intermediul Atelierelor de Exploatare Sisteme Măsurare OMEPA.
Activitatea este structurată pe patru piloni principali:

administrarea platformei de metering pentru piaţa angro de energie electrică;

managementul sistemelor de contorizare locală;

monitorizarea calităţii energiei electrice;

verificări metrologice în laboratoare de metrologie zonale.
Consiliul de Supraveghere își propune:

Dezvoltarea sistemelor de contorizare şi a celor de monitorizare a calităţii energiei în pas cu
progresul tehnologic şi cerințele legislației secundare pe piaţa de echilibrare, necesare atât
companiei cât şi filialei OPCOM (care realizează decontarea pe această piaţă),

Optimizarea activității de măsurare pe piața angro pe baza modernizării infrastructurii
specifice.
Acțiuni

Dezvoltarea şi operarea sistemelor de telecontorizare,

Promovarea de tehnologii şi sisteme deschise care să nu limiteze dependența de un unic
furnizor sau producător, şi să permită promovarea cerințelor conceptului SMART Metering,

Revizuirea/adoptarea de politici funcționale specifice telecontorizării pentru piața angro,
contorizării locale în stațiile Transelectrica, monitorizării calității energiei electrice.
OS1.4. Îndeplinirea acțiunilor agreate privind cuplarea pieţelor în vederea integrării în piața
unică europeană (Transelectrica, Operator al Pieței Centralizate pentru Alocarea Capacităților
de Interconexiune)
Context
Pagina | 92
Termenul promovat de Comisia Europeana şi ACER şi cerut în principal ENTSO-E pentru
implementarea pieței unice europene de energie este finele anului 2014, sarcina de altfel
extrem de mobilizatoare pentru toată Europa.
Până în prezent, Transelectrica a implementat licitația coordonată explicită pentru alocare
anuală, lunară, zilnică și intra-day a capacităților cu Bulgaria, Ungaria și Serbia.
Pieţele de energie electrică din Cehia, Slovacia şi Ungaria funcţionează cuplat din septembrie
2012, şi acest lucru şi-a dovedit beneficiile pentru participanţii la piaţă. Extinderea spre ţările
vecine solicitante, România şi Polonia, constituie un pas logic înspre formarea pieţei unice
europene de energie în zona Central–Est Europeana. Memorandumul de aderare a fost semnat
şi, vor fi lansate activităţile în cadrul structurilor de lucru în scopul analizei și implementării
cerinţelor concrete, tehnice și legislative, care să asigure cuplarea pieţei de energie electrică din
România cu pieţele din Cehia, Ungaria, Slovacia şi Polonia şi implementarea alocării implicite a
capacităţii de transport transfrontaliere pe orizontul de timp day-ahead.
De asemenea, a fost stabilit un grafic concret privind acţiunile următoare care se vor desfăşura
în cadrul proiectului în vederea încadrării în termenul final al procesului de extindere a
proiectului prin cuplarea pieţelor din România şi Polonia – sfârşitul anului 2013.

Cuplarea pieţei de electricitate din România cu pieţele din Cehia, Ungaria, Slovacia şi
Polonia conform termenului agreat (sfârșitul anului 2013),

Asigurarea condiţiilor tehnice necesare pentru operarea piețelor intra-zilnice și pentru
funcționarea cuplată a piețelor de electricitate în regiune.
Acțiuni

Îndeplinirea acțiunilor agreate privind cuplarea pieţei de electricitate din România cu pieţele
din Cehia, Ungaria, Slovacia şi Polonia conform termenului agreat (sfârșitul anului 2013),

Ajustarea platformei informatice pentru operarea piețelor intra-zilnice și pentru funcționarea
cuplată a piețelor de electricitate în regiune.
OS1.5. Îndeplinirea rolului de administrator al schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării
de înaltă eficiență și emiterea de certificate verzi pentru energia electrică produsă din resurse
regenerabile în aplicarea dispoziţiilor Legii nr. 220/2008 (Transelectrica, administrator al
schemelor de sprijin pentru energia regenerabilă şi promovarea cogenerării de înaltă eficiență)
Context
Administrator al schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență
(activitate reglementată distinct de activitățile specifice unui OTS)
Pagina | 93
Până la data de 1 aprilie 2011, cogenerarea de înaltă eficiență s-a regăsit în serviciile de sistem
tehnologice. Începând cu 1 aprilie 2011, Compania este administratorul schemei de sprijin
pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență pe baza cererii de energie termică utilă,
implementată de statul român.
Obiectivul acestei scheme de sprijin este promovarea sistemelor de producere a energiei
electrice în cogenerare de înaltă eficiență, având avantajul producerii de energie cu emisii
poluante reduse. Scopul este de a facilita accesul pe piață a sistemelor de producere în
cogenerare de înaltă eficiență prin acordarea unui bonus de cogenerare, în condițiile în care
costurile de producție a energiei electrice și a energiei termice în centralele de cogenerare sunt
superioare prețurilor de piață ale celor două forme de energie.
Schema este destinată producătorilor de energie electrică și termică ce dețin sau exploatează
comercial centrale de cogenerare de înaltă eficiență, în scopul stimulării efectuării de investiții
noi în sisteme de cogenerare precum și retehnologizării centralelor existente. ANRE a aprobat
valorile bonusurilor de referință, pe megawatt oră de energie electrică produsă și livrată în rețea
din centrale de cogenerare de înaltă eficiență. Beneficiarii sunt producători care îndeplinesc
anumite criterii stabilite de către ANRE.
Fondurile necesare acordării bonusului sunt asigurate prin colectarea lunară a unei contribuții
de către Transelectrica de la furnizorii de energie electrică. Contribuția este stabilită de ANRE,
pe fiecare kilowatt oră de energie electrică consumată de toți consumatorii de energie electrică,
precum și de furnizorii care exportă energie electrică. Acest segment de activitate nu
influențează contul de profit și pierdere al Companiei, Transelectrica colectând contribuția
pentru cogenerarea de înaltă eficiență de la furnizorii consumatorilor de energie electrică, în
scopul plății bonusului la producătorii de energie electrică și termică în cogenerare de înaltă
eficiență.
Rolul Transelectrica în calitate de administrator al schemei suport este de a asigura un flux
neîntrerupt de plăți de bonus către producătorii în cogenerare de înaltă eficiență. Sezonalitatea
producției de energie electrică în regim de cogenerare de înaltă eficiență se traduce printr-un
flux de plăți de bonus fluctuant pe parcursul anului în timp ce fluxul de încasări de contribuție de
la furnizorii de energie electrică este relativ constant pe parcursul anului. Pentru a asigura
fluiditatea circuitului de lichidități de la furnizori către producătorii calificați, Transelectrica
utilizează o linie bancară pentru plata bonusului de cogenerare în perioadele în care soldul de
numerar al schemei este negativ.
Emiterea certificatelor verzi
Transelectrica este responsabilă de emiterea certificatelor verzi pe piața de energie către
producătorii de energie electrică din surse regenerabile. Certificatele verzi emise producătorilor
Pagina | 94
de energie regenerabilă se tranzacționează pe piața centralizată a certificatelor verzi
administrate de OPCOM. În baza unui sistem de cote obligatorii stabilite de ANRE, furnizorii de
energie electrică achiziționează certificate verzi de pe piață. Având în vedere modificările
legislației primare în 2013 cu efect în amânarea la plată a unor certificate verzi, procedurile de
lucru la nivel de legislație secundară sunt în curs de aprobare şi implementare.
Administrator al schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență
În calitate de Administrator al schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă
eficiență, Transelectrica se va asigura de:

Asigurarea neutralității fluxului de numerar aferent schemei suport pentru cogenerarea de
înaltă eficiență față de fluxurile de numerar din activitățile de bază derulate de Companiei.

Securizarea recuperării sumelor plătite în avans producătorilor calificați printr-un sistem
adecvat de garanții care să acopere riscurile financiare ale administratorului schemei suport.

Modificarea după caz a cadrului de reglementare pentru asigurarea celor două obiective de
mai sus;
Acțiuni - Emiterea certificatelor verzi
Activitatea se încadrează în specificul activităților de OTS, are caracter tehnic exclusiv şi ca
atare Compania va pune în aplicare prevederile legislației primare şi secundare aferente.
Acțiuni - Administrator al schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă
eficiență

Implementarea unui sistem adecvat de garanții care să acopere riscurile financiare ale
administratorului schemei suport.

Observație importantă:

Această activitate (administrare schemă cogenerare eficientă) nu este o activitate de OTS.

Păstrarea ei în portofoliul de activități Transelectrica ar trebui legată de promovarea şi
adoptarea schimbării cadrului de reglementare existent de la o activitate non-profit cu risc de
cash-flow negativ la o activitate cu profit minim reglementat. În caz contrar aceasta ar trebui
sa iasă din obiectul de activitate al Companiei.

Principiul de mai sus ar trebui generalizat şi la toate activitățile de OTS; ponderea
activităților non-profit în raport de cele cu profit acceptat este mare şi distorsionează
indicatorii de performanță financiară şi implicit percepția pieţei de capital asupra Companiei.
Gestionarea relației cu părțile interesate
OS1.6. Gestionarea relației cu părțile interesate importante
Pagina | 95
Relația cu ANRE
Context
Repetăm şi subliniem că activitățile Transelectrica sunt de monopol natural deci reglementat, la
nivel european (ACER) şi național (ANRE). De aceea, relația Transelectrica – ANRE este
crucială atât în dimensiunea strategică (Plan de administrare şi Plan de Management) cât şi în
dimensiunea operaţională. În esență, performanța de ansamblu a Companiei depinde atât de
efortul propriu cât şi de cadrul de reglementare şi constrângerile sale.
Relația Transelectrica-ANRE s-a desfășurat în general pe principii şi baze instituționale corecte,
prevăzute de lege, în concordanță cu legislația europeană. Transelectrica prin activitățile de
maximă importantă pe care le desfașoara pentru SEN cât şi prin calitatea cea mai înaltă a
expertizei tehnice a sprijinit şi va sprijini în continuare realizarea atributiilor ANRE.
O analiză de benchmarking între OTS-urile cele mai performante în raport cu autoritățile
naționale de reglementare şi situația din România arată că se poate mai mult (vezi National Grid
- UK sau Terna în Italia pentru a da numai două exemple).
Totuși, transparența insuficientă în clarificarea la timp a unor decizii din trecut cu impact negativ
asupra rezultatelor financiare ale Companiei a contribuit la accentuarea percepției riscului de
reglementare de către piețele financiare (ex: evaluările agenției de rating Moody’s cu privire la
regimul de reglementare) şi piețele de capital (investitori şi analiști financiari). De asemenea,
parametrii de tarifare stabiliți de ANRE dincolo de limitele unor exigențe rezonabile au avut de-a
lungul timpului un impact negativ asupra capacității Companiei de a performa financiar la nivelul
așteptărilor piețelor financiare.

Schimbarea modului de reglementare actual privind CPT-ul (cheltuieli operaţionale actuale
legate de CPT reduc substanțial rata de rentabilitate reglementată; a BAR); - CPT-ul ar
trebui scos din tariful de transport şi tratat distinct sau ca o componentă a tarifului de sistem

Trecerea la tariful binom (acțiune deja realizată de majoritatea celorlalte OTS-uri)

Recunoașterea în BAR a investițiilor făcute de terți

Clarificarea unei metodologii prin care solicitanții de racordare contribuie la întărirea rețelei
de transport dincolo de punctul de racordare.

Monitorizarea ultimelor schimbări în procedura privind operarea pieţei de echilibrare, şi
stabilirea după caz a ajustărilor necesare

Emiterea în termen a noilor proceduri prevazute de metodologia nouă de stabilire a tarifelor
de transport (O-ANRE 53-2013)
Acțiuni
Pagina | 96

Demersuri pe lângă autoritatea de reglementare pentru conștientizarea efectelor negative
pe termen lung pe care le induce, la nivelul calității serviciului public pe termen lung,
nerecuperarea de către Companie a costurilor necesare funcționării (spre exemplu, CPT)

Clarificrea modului de aplicare a cerinţelor R714/2009 privind veniturile din alocare de
capacităţi de interconexiune, corelat cu legislaţia contabilă şi fiscală în vigoare

Asistarea ANRE în efectuarea tranziției de la sistemul de tarifare monom la sistemul de
tarifare binom, pentru transportul energiei electrice

Identificarea și propunerea elementelor de reglementare stimulativă
Relația cu Departamentul pentru Energie (DE)
Context
Până la apariția în legislația europeană a pachetului 3 privind piaţa internă de electricitate (D72,
R713 şi R714/2009), pentru toate companiile de stat din sectorul energetic, pe tot lanțul:
producție, transport, distribuție şi furnizare, ME a exercitat rolul de reprezentant al statului în
aceste companii. Legislația nouă europeană schimbă această realitate, impunând reguli
suplimentare de ”unbundling”, respectiv separarea controlului la nivel de persoane juridice fie
ele autorități, fie utilități vertical integrate (VIU – vertical integrated utilities).
Legislația europeană, Directiva nr. 72/2009 (electricitate) şi Directiva nr. 73/2009 (gaze
naturale) a fost transpusă în legislația națională prin Legea nr. 123/ 2012 a energiei electrice şi
gazelor naturale, care preia şi consacră între altele principiul separării controlului.
Ulterior a apărut OUG nr. 18/2013 prin care exercitarea rolul statului ca acţionar în
Transelectrica şi Transgaz trece de la ME la MFP.
ME, în fapt Departamentul pentru Energie rămâne în baza legislației naționale cu două roluri
foarte importante care au impact direct asupra Companiei:

Rolul de minister de resort, calitate în care elaborează strategia energetică națională şi
politica energetică şi asigură ducerea la îndeplinire a acesteia;

Rolul de proprietar al reţelei de transport, deci de concendent în numele statului a RET către
concesionarul Transelectrica, cu obligații pe linie de finanţare, vezi art. 37 din lege:
Art. 37. - (1) Proprietarul reţelei de transport: a) cooperează cu operatorul de transport şi de
sistem în vederea îndeplinirii atribuţiilor acestuia, furnizându-i toate informaţiile relevante; b)
finanţează şi/sau îşi dă acordul asupra modalităţii de finanţare a investiţiilor în reţeaua de
transport, stabilite de operatorul de transport şi de sistem şi aprobate de ANRE; c) deţine
răspunderea privind activele reţelei de transport, cu excepţia răspunderii privind atribuţiile
operatorului de transport şi de sistem; d) oferă garanţii pentru facilitarea finanţării eventualelor
extinderi ale reţelei, cu excepţia investiţiilor pentru care şi-a dat acordul să fie finanţate de către
Pagina | 97
orice parte interesată, inclusiv de către operatorul de transport şi de sistem, potrivit prevederilor
lit. b). (2) Consiliul Concurenţei, în strânsă cooperare cu ANRE, este abilitat cu competenţele
necesare pentru a monitoriza în mod eficient respectarea de către proprietarul reţelei de
transport a obligaţiilor acestuia, în temeiul alin. (1).
Raporturile între Transelectrica şi DE sunt reglementate prin legislația actuală şi în afara celor
amintite, Directiva nr. 72/2009, Legea nr. 123/2012 şi OUG nr. 18/2013 trebuie să amintim şi
HG nr. 49/2013 privind organizarea şi funcționarea Departamentului pentru Energie.
Trebuie să observăm că atât OUG nr. 18/2013 cât şi HG nr. 429/2013 dispun de anumite
prevederi (a se vedea art. 5 din OUG nr. 18/2013 privind coordonarea metodologica şi
funcțională de către ministrului delegat pentru energie a DEN) care ar putea fi interpretate că
afectează cerințele de separare a controlului şi deci de certificare şi desemnare a Transelectrica
ca OTS la nivel european, cu risc de infringement.
Obiective

Sprijinirea efectivă a DE în realizarea tuturor atribuțiilor sale prevăzute de legislația
europeană şi naţională

Aplicarea concretă a prevederilor art. 37 din Legea energiei electrice, privind finanţarea
investiţiilor atât pentru aprobarea planului curent de dezvoltare pe 10 ani cât şi de pregătire
a investiţiilor în cea de a 3-a perioadă de reglementare

Urmărirea transformării în Lege a OUG nr. 18/2013 şi ajustarea exprimărilor din textul de
lege pentru eliminarea oricăror posibile interpretări de afectare a cerințelor de separare

Finalizarea cu succes a certificării ca OTS.
Acțiuni

Dialog şi furnizare de expertiză tuturor autorităților implicate în proces (ministere, ANRE,
Parlament)
Relația cu Ministerul Finanţelor Publice (MFP)
Context
MFP în baza OUG nr. 18/2013 este noul administrator al acțiunilor deținute de stat la
Transelectrica (statul fiind acţionar majoritar). Modul în care a fost stabilită separarea
controlului, respectiv desemnarea unui minister atât de important ca MFP reprezintă o
oportunitate şi sprijin în îndeplinirea exemplară a misiunii proprii.
Consiliul de Supraveghere este, în sistemul dualist de administrare, reprezentantul tuturor
acţionarilor faţă de Directorat, deci şi al acţionarului majoritar, menit sa îndeplinească toate
Pagina | 98
atribuțiile prevăzute de lege pentru a crea valoare adăugată acţionarilor şi a le aduce satisfacție
şi încredere în deținerea acțiunilor.
Obiective

Sprijinirea efectivă şi totală a MFP în exercitarea rolului de administrator al acțiunilor statului.
Acțiuni

Obținerea în AGA a aprobării Planului de Administrare, şi execuția acestuia la nivelul
exigențelor asumate.
Relația cu alte părți interesate
Context
Guvernanţa corporativă în cadrul Transelectrica, implică buna derulare a relaţiei cu toate părțile
implicate în activitatea Companiei și urmărirea atingerii obiectivelor Companiei. Guvernanţa
corporativă este utilizată în scopul verificării concordanţei dintre obiective și rezultate, cât și
pentru motivarea Companiei de a-şi îmbunătăţi activitatea prin alinierea comportamentelor
diferite ale tuturor părților interesate.
Compania va asigura, conform legii, condițiile impuse de transparenţă față de părțile interesate
în activitatea Transelectrica.
De altfel, Compania va urmări aprobarea și implementarea Codului de Guvernanță Corporativă
prin care să prezinte cadrul general de desfășurare a relațiilor cu părțile interesate.
Prin intermediul acestuia, Compania se va obliga să asigure:

separarea clară a competențelor ce derivă din calitatea de acționar, de cele ce decurg din
calitatea de administrator/conducător al Companiei;

transparență, nediscriminare și tratament egal în procesul de selecție a membrilor
Consiliului de Supraveghere și Directoratului;

asigurarea exercitării drepturilor acţionarilor, respectiv a funcţiilor proprietăţii;

tratamentul echitabil al acţionarilor (acţionari majoritari, minoritari) și al tuturor părților
interesate;

asigurarea comunicării bazate pe respect și etică în afaceri;

diseminarea de informaţie şi asigurarea transparenţei prin publicarea pe pagina proprie de
internet a documentelor, datelor și informațiilor referitoare la activitatea Transelectrica
(situaţii financiare, structura acţionariatului, performanţa în administrarea Companiei, etc).
Pagina | 99
Acțiuni
În vederea gestionării corecte a relației cu părțile interesate:

Se vor publica pe site-ul Companiei informații de interes public (Planul de dezvoltare a RET,
rapoartele privind funcționarea SEN, etc), precum și informații cu privire la Companie

Se vor furniza informații către autoritatea competentă

Se propune elaborarea Codului de Guvernanță Corporativă care să includă un plan coerent
de comunicare cu părțile interesate.
Pe scurt, obiectivele și indicatorii de performanță propuși de către CS pentru perioada 20132017 din perspectiva clienților sunt:
Obiectiv
Indicator de performanță
Valoare țintă 2013 - 2017
Operator de Transport și Sistem
OS1.1
Asigurarea
capacității pe termen lung
a reţelei de transport
pentru
satisfacerea
cererilor rezonabile ale
utilizatorilor (consumatori,
producători,
importatori,
exportatori)
Codul tehnic RET, licența,
Standardul de performanță și
cerințele europene (ENTSOE, UE)
Respectarea condițiilor normate
prin codul tehnic RET, licență,
cerințele europene (ENTSO-E,
UE)
Cerințe
stabilite
de Respectarea condițiilor stabilite
reglementări europene sau prin reglementările europene
convenții internaționale
sau convenții internaționale
Operator al Pieței de Echilibrare
OS1.2. Operarea pieței de Cerințele
echilibrare în condiții de vigoare
calitate pe platformele de
tranzacționare a PE
legislației
în Operarea pieței de echilibrare în
condiții de calitate pe platformele
de tranzacționare a PE în
conformitate
cu
cerințele
legislației în vigoare
Operator de măsurare pe piața angro de energie electrică
OS1.3.
Optimizarea
Dezvoltarea
sistemelor
de
Implementarea sistemelor de
activității de măsurare pe
contorizare şi a celor de
contorizare și monitorizare a
piața angro de energie
monitorizare a calităţii energiei la
calităţii energiei
electrică
nivelul cerinţelor pieţei.
Transelectrica, Operator al Pieței Centralizate pentru Alocarea Capacităților de
Interconexiune
Cuplarea pieţei de electricitate
OS1.4. Cuplarea pieţelor în Implementarea proiectului de
din România cu pieţele din
a pieţelor
din
vederea integrării în piața cuplare
Cehia, Ungaria, Slovacia şi
România şi Polonia
Poloniaconform
termenului
unică europeană
agreat (sfârșitul anului 2013)
Ajustarea platformei informatice
pentru operarea piețelor intraPlanul de Administrare al CNTEE Transelectrica SA (2013 – 2017)
Pagina | 100
zilnice și pentru funcționarea
cuplată a piețelor de electricitate
în regiune
Administrator al schemelor de sprijin
OS1.5. Îndeplinirea rolului
Fluxurile de numerar aferent
de
administrator
al
schemei
suport
pentru
schemei și emiterea de
cogenerarea
de
înaltă
certificate verzi pentru
eficiență
energia electrică produsă
din resurse regenerabile în
aplicarea dispoziţiilor Legii
Sistem adecvat de garanții
nr. 220/2008
Asigurarea neutralității fluxului
de numerar aferent schemei
suport pentru cogenerarea de
înaltă eficiență față de fluxurile
de numerar din activitățile de
bază derulate de companie.
Securizarea recuperării sumelor
plătite în avans producătorilor
calificați
Gestionarea relației cu părțile interesate
OS1.6. Gestionarea relației ANRE
cu părțile interesate
Tarif lei nou; Proceduri la OANRE
53/2013;
Clarificare
aplicare R714/2009
Codul
de
Guvernanță Implementarea
Codului
de
Corporativă
Guvernanță
Corporativă
al
Transelectrica
Transparență și comunicare în
Cerințele legale cu privire la
relația cu părțile interesate
transparență în comunicare
TABEL 24 CRITERII ȘI OBIECTIVE DE PERFORMANȚĂ: DIN PERSPECTIVA CLIENȚILOR
4.2.2. Perspectiva internă
OS2.1. Conducerea tehnică și operativă a SEN astfel încât să se asigure alimentarea continuă
și în condiții normate de calitate a energiei electrice, siguranță și stabilitate în funcționare
Context
Actualele reglementări din România (Standardul de performanţă şi Codul RET) impun
Operatorului de Transport şi Sistem să monitorizeze şi să raporteze respectarea calităţii
energiei electrice în propria reţea. Această activitate se desfăşoară în conformitate cu
procedura „Modul de calcul şi raportarea indicatorilor de performanţă ai Transelectrica, conform
standardului de performanţă pentru serviciile de transport şi de sistem ale energiei electrice”,
cod TEL 30.12 - pentru evaluarea şi respectarea cerinţelor de Calitate a Energiei Electrice în
staţiile proprii şi de identificare a surselor perturbatoare.
Conform CEER (Council of European Energy Regulators - 2001) şi EURELECTRIC (2006),
aspectele legate de calitatea energiei electrice se clasifică în următoarele categorii:

Calitatea tensiunii – cu referire la caracteristicile tehnice ale tensiunii;

Continuitatea alimentării – cu referire la continuitatea în alimentarea consumatorilor;
Pagina | 101

Calitatea comercială – cu referire la relaţiile comerciale dintre furnizori, respectiv, dintre
distribuitori şi utilizatori în ceea ce priveşte asigurarea diferitelor servicii.

Folosirea eficientă a structurii existente,

Actualizarea Codului Tehnic al RET şi a procedurilor interne conform necesităților,

Introducerea sistemului de prognoză şi a suportului tehnic pentru conducere prin dispecer a
cantităţilor de energie produsă în CEE,

Respectarea condițiilor normate prin Codul Tehnic al RET, licență, standard de performanță
și cerințele europene (ENTSO-E, UE),

Respectarea condițiilor stabilite prin reglementările europene sau convenții internaționale.
Acțiuni

Actualizarea Codului tehnic al RET;

Elaborarea/ actualizarea de norme și reglementări tehnice,

Stabilirea/ actualizarea criteriilor și calificarea furnizorilor de servicii de sistem tehnologice,

Implementarea unei noi platforme, integrate, pentru dispecer (EMS-SCADA, AGC, piața de
echilibrare, nod ETSO, dispecerizare centrale bazate pe surse regenerabile etc.), care să
răspundă noilor necesități impuse de legislația actuală referitoare la conducerea prin
dispecer a SEN și operarea piețelor de echilibrare, alocare de capacități și servicii
tehnologice de sistem (până în anul 2017),

Implementarea sistemului de prognoză a cantităţilor de energie produsă în CEE şi un sistem
de comandă operativă a funcţionării CEE, ca instrumente noi ale dispecerului central.
OS2.2. Întărirea RET și creșterea eficienței în funcționare a RET
Context
Analiza scenariilor de evoluţie a SEN în Planul de dezvoltare pe următorii zece ani (TYNDP, în
limbaj ENTSO-E) a evidenţiat existenţa unor congestii structurale asociate:

asigurării evacuării producţiei din noile capacităţi preconizate să fie instalate în SEN;

alimentării consumului la parametrii normaţi de calitate şi siguranţă;

integrării în SEN a viitoarelor instalaţii de stocare a energiei (în principal proiectul HE
CHEAP Tarnita-Lapusesti).
Deşi în ultimii ani s-a desfăşurat un program intens de modernizare/ retehnologizare,
numeroase echipamente au încă un grad ridicat de uzură fizică şi morală, având anul de PIF
înainte de 1990 (peste 20 de ani vechime) şi fiind bazate pe soluţii tehnologice depăşite. În
Pagina | 102
aceste condiţii, o mare parte din instalaţiile SEN trebuie retehnologizate/modernizate sau
reparate, după caz.
Uzura fizică şi morală influenţează negativ costurile cu mentenanţa, fiabilitatea, comportarea în
caz de incidente, impactul asupra mediului, precizia măsurării parametrilor etc. De asemenea,
caracteristicile inferioare ale echipamentelor instalate în trecut nu permit implementarea peste
tot a teleconducerii în staţii.
Consiliul de Supraveghere își propune:

Realizarea investițiilor având drept scop eliminarea congestiilor structurale conform Planului
de dezvoltare,

Notă importantă: Planul de dezvoltare RET pe 10 ani se actualizează din doi în doi ani;
ediția 2012 – 2021 este elaborată dar nu formal aprobată la data prezentă; se lucrează la
elaborarea ediției 2014-2023 care în mod necesar va trebui corelată cu acțiunea de
reactualizare a strategiei energetice naționale anunțate de Departamentul pentru Energie.

Întărirea RET şi înlocuirea echipamentelor, cu aplicarea principiilor de eficiență şi având la
bază analize riguroase de cost-beneficiu.
Acțiuni
Se vor realiza investiţiile cuprinse în Planul de dezvoltare a RET pe zece ani destinate a
asigura:
Evacuarea producţiei din noile capacităţi preconizate să fie instalate în SEN

Dezvoltarea accentuată a parcului de producţie din zona Dobrogea, prin apariţia centralelor
electrice eoliene şi a unora din următoarele grupuri care au solicitat soluţie de conectare:
unităţile nucleare 3 şi 4 de la Cernavodă, grupuri termoelectrice, la Brăila (880 MW), Galaţi
(800 MW; 400 MW), Alumn Tulcea (400 MW), va duce la încărcarea peste limita admisibilă
a secţiunilor de reţea care asigură transportul producţiei din noile unităţi către centrele de
consum şi stocare;

Racordarea şi asigurarea evacuării puterii în cazul realizării proiectelor de instalare de
centrale eoliene pentru care s-au emis avize tehnice de racordare în zona Banat, ca şi
creşterea schimburilor şi a tranzitului de energie prin zonă, necesită realizarea proiectelor de
întărire a axului de vest Porţile de Fier – Reşiţa – Timişoara - Arad.

Realizarea CHEAP Tarniţa-Lăpuşteşti – 1000 MW, care ar avea o contribuţie importantă la
obţinerea adecvanţei sistemului din punct de vedere al echilibrului producţie/consum, în
contextul apariţiei celor două unităţi nucleare şi a centralelor eoliene, impune realizarea
staţiei de 400 kV Tarniţa şi a liniilor de conexiune a acesteia la sistem.
Pagina | 103
Alimentarea consumului la parametrii normaţi de calitate şi siguranţă

Ţinând seama de estimările de creştere a consumului şi intenţiile de casare a unor grupuri,
s-a identificat necesitatea de întărire a capacităţii de transport şi a capacităţii de injecţie spre
reţeaua de distribuţie în anumite zone în care acestea au ajuns, sau vor ajunge la limită, în
următorii 10 ani:
o
zona municipiului Bucureşti;
o
zona Tulcea;
o
zona Constanţa şi litoral;
o
zona Sibiu, pentru rezervarea singurei injecţii din RET.
O situaţie specială există în reţeaua de alimentare a municipiului Bucureşti. Evoluţia prognozată
a consumului conduce la necesitatea realizării unui inel de înaltă tensiune din care să se
asigure alimentarea sigură a oraşului, prin mai multe injecţii spre reţeaua de distribuţie.
Derularea proiectului va trebui coordonata cu Operatorul de distribuţie din zona, respectiv
ENEL.
Înlocuirea activelor uzate fizic şi moral
Se vor înlocui echipamentele vechi cu:

aparate de comutaţie cu putere şi viteză de rupere a arcului mărite, permiţând creşterea
vitezei şi selectivităţii eliminării defectelor,

sisteme de protecţii rapide, selective, cu logică flexibilă şi complexă, controlabile de la
distanţă,

echipamente primare compacte şi nepoluante, cu impact redus asupra mediului,

transformatoare cu pierderi în cupru şi în fier reduse,

conductoare cu limita termică admisibilă mărită, permiţând creşterea capacităţii de transport
în situaţiile în care nu se poate asigura în timp util construcţia de linii suplimentare,

sisteme de măsurare performante, la nivelul impus de cerinţele funcţionării pieţei de
electricitate.
OS2.3. Protecția infrastructurii critice
Context
Uniunea Europeană a stabilit abordarea unitară a protecţiei infrastructurilor energetice
("Protecţia infrastructurilor critice în lupta împotriva terorismului" adoptată de CE în 2004). La
nivelul UE, a fost elaborată Cartea Verde pentru un Program European privind Protecţia
Infrastructurilor Critice (COM (2005) 576 final), care identifică reţeaua de transport printre
infrastructurile critice.
Pagina | 104
În contextul importanţei securităţii energetice pentru securitatea naţională, Transelectrica
acordă toată atenţia implementării legislaţiei aferente sistemelor integrate de securitate a
protecţiei informaţiilor clasificate şi a protecţiei infrastructurii critice.
Evoluţiile din ultimele două decenii au arătat creşterea vulnerabilităţilor Companiei cauzate de
defectarea, distrugerea şi/sau întreruperea infrastructurilor tehnologice (transporturi, energie,
informatică, etc.) provocate de acte de terorism, dezastre naturale, neglijenţe, accidente,
activităţi criminale.
Schimbarea structurii organizatorice şi funcţionale a „Transelectrica” – S.A., aprobată cu Decizia
CS nr. 15/20.05.2013 şi valabilă cu data de 1 iunie 2013 a creat condiţiile privind o nouă
abordare în ceea ce priveşte protecţia infrastructurilor critice ale Companiei, prin infrastructuri
critice înţelegând acele bunuri, sisteme sau părţi din sisteme a căror existenţă sau funcţionare
este esenţială Companiei pentru a-şi realiza misiunea şi a căror degradare sau disfuncţionalităţi
afectează major funcţiile sale principale.

Realizarea integrală a cerințelor minime legale privind protecția infrastructurilor critice,
corelat cu limitele superioare date de posibilitățile de finanţare cu efect pozitiv în creşterea
randamentului activelor (ROA).

Transelectrica îşi propune instituirea şi operarea unui cadru de management al securităţii ca
parte integrantă a sistemului de management al Companiei.
Acțiuni
În conformitate cu Strategia Transelectrica cu privire la asigurarea unui nivel corespunzător de
securitate a obiectivelor, cu costuri minime se vor realiza următoarele activități proprii:

explorarea posibilității ca investiţiile aferente PIC să fie finanțate de proprietarul reţelei de
transport;

Evaluarea vulnerabilităţilor şi managementul riscului: prin această activitate se identifică
obiectivele critice pentru desfăşurarea activităţii precum şi gradul lor de vulnerabilitate.

Îmbunătățirea continuă a capacităţii de răspuns la ameninţări: reprezintă măsura în care
personalul este pregătit pentru a face faţă unui spectru cât mai larg de ameninţări, atât fizice
cât şi informatice.

Managementul situaţiilor de criză: prin care se asigură că sistemul, ca întreg, este pregătit
să reacţioneze la amenințările fizice şi informatice.

Întocmirea planurilor de continuitate a proceselor: prin care se au în vedere aspectele legate
de reducerea probabilităţii unor disfuncţionalităţi pe termen lung şi creşterea promptitudinii în
revenirea la starea iniţială.
Pagina | 105

Dezvoltarea comunicaţiilor: prin care se asigură coerența activităţilor legate de capacitatea
de răspuns, managementul situaţiilor de criză şi planurilor de restabilire. Un aspect
important îl constituie căile de legătură cu autorităţile.

Creşterea nivelului de securitate fizică: prin care se urmăreşte reducerea ameninţărilor
interne şi exterioare sistemului.

Sporirea securităţii informatice: prin care se asigură reducerea nivelului de risc asupra
sistemelor de comandă şi control, achiziţii date şi teleprotecţii;

Măsuri de protecţie a personalului: care trebuie să conducă la scăderea ameninţărilor din
interiorul sistemului şi trebuie să aibă în vedere criterii de angajare şi de verificare periodică
a personalului implicat în activităţi critice.
Protecţia informaţiilor: în vederea reducerii probabilităţii ca anumite informaţii critice, clasificate
sau neclasificate, să fie disponibile unor potenţiali agresori.
OS2.4. Dezvoltarea durabilă a infrastructurilor proprii (investiții)
Context
Conform legislaţiei în vigoare, Transelectrica, în calitate de operator de transport şi de sistem:

asigură capacitatea pe termen lung a reţelei de transport de a satisface cererile rezonabile
de transport de energie electrică şi exploatează, întreţine, reabilitează şi dezvoltă în condiţii

garantează mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligaţiilor de serviciu public;

contribuie la realizarea siguranţei în alimentarea cu energie electrică, prin asigurarea unor
capacităţi de transport adecvate şi prin menţinerea fiabilităţii acestora;
Dezvoltarea infrastructurii proprii urmăreşte satisfacerea cerinţelor utilizatorilor, în condiţiile
menţinerii calităţii serviciului de transport şi de sistem şi a siguranţei în funcţionare a SEN în
conformitate cu reglementările în vigoare. Punerea la dispoziţia Companiei a unei infrastructuri
suport favorabile dezvoltării economiei şi scăderii preţurilor energiei electrice contribuie, pe plan
naţional, la dezvoltarea durabilă şi susţinerea bunăstării sociale.
Planurile de dezvoltare conţin modalităţile propuse de finanţare şi realizare a investiţiilor privind
reţelele de transport, cu luarea în considerare şi a planurilor de amenajare şi sistematizare a
teritoriului străbătut de acestea, în condiţiile respectării normelor de protecţie a mediului.
Planul de dezvoltare al RET 2012-2021 pune în fața Transelectrica necesitatea realizării unor
volume foarte mari de investiții.
Pagina | 106
Mil RON
INVESTIŢII RET (CAPEX)
PIF
2013
BVC
330
300
2014
2015
2016
2017
495
180
523
421
575
521
622
722
TABEL 25 PROGRAM INVESTIȚII ȘI PUNERI ÎN FUNCȚIUNE ÎN RET
*Nu sunt incluse investițiile de conectare la RET a noilor utilizatori, finanțabile din tarif de racordare
Conectarea la rețea a noilor capacități de producție din surse regenerabile impune extinderi și
întăriri de rețea în volume valorice tot mai ridicate. Aproape 30% din totalul volumului de
investiții prognozat pentru 2013-2017 este alocat integrării noilor capacități de producție,
nucleare și regenerabile, din sud-estul României.
Mil RON
MENTENANTA
CAPEX
TOTEX
2011
2012
218
333
551
177
376
553
2013
BVC
219
330
549
2014
2015
2016
2017
158
495
652
168
523
691
178
575
752
183
622
804
TABEL 26 VOLUM PROGNOZAT DE CHELTUIELI DE INVESTIȚII ŞI MENTENANȚĂ
Redresarea tendinței de scădere a BAR-ului este un obiectiv major al mandatului Consiliului de
Supraveghere (2014-2015), atât din perspectiva sustenabilității pe termen lung a Companiei, cât
și din perspectiva susținerii pe termen-scurt a nivelului tarifului de transport. Datorită duratei
lungi de execuție a proiectelor de investiții, efortul investițional sporit, încă de la debutul
mandatului (2014-2015), nu va putea redresa tendința descrescătoare a BAR-ului mai devreme
de anul 2016.
Comparativ cu perioada 2008-2012 (perioada a doua de reglementare), volumul prognozat de
cheltuieli de investiții aferent perioadei 2014-2017 (perioada a treia de reglementare) este de
aproximativ 1,74 ori mai ridicat.
Compania își propune:

Promovarea de proiecte de investiții eficiente din punct de vedere tehnico-economic,

Utilizarea soluțiilor robuste și flexibile în procesul de planificare a investițiilor, transfer de
know-how de la TYNDP elaborate de ENTSO-E la scara europeană,

Realizarea integrală a volumului de investiții fundamentat prin Planul de dezvoltare,

Îmbunătăţirea performanţei procesului de implementare a proiectelor de investiţii,

Adoptarea de soluții tehnice care asigură reducerea impactului asupra mediului înconjurător,
în funcţie de ultimele performanţe tehnologice accesibile şi legislaţia în vigoare.
Pagina | 107
Acțiuni
Consiliul de Supraveghere propune aplicarea și îmbunătățirea metodologiilor de planificare a
investițiilor (analiză cost-beneficiu, prioritizare, etc), care devine o necesitate în contextul
incertitudinii ridicate asociate disponibilității și costului surselor externe de finanțare.
În prezent, ENTSO-E derulează un proces de armonizare a metodologiilor de analiză costbeneficiu în vederea formării unei baze metodologice comune pentru evaluarea unitară a
proiectelor candidate la statutul de proiect de interes comun european. La momentul finalizării
acestui demers ENTSO-E, fie că rezultatul se va materializa sub forma unor orientări-cadru
generale fie că acestea vor fi completate cu normative tehnice detaliate ale analizei costbeneficiu, Transelectrica va putea integra rezultatele acestui proces în propriul sistem de
evaluare a proiectelor de investiții.
Pentru îmbunătăţirea performanţei procesului de implementare a proiectelor de investiţii, se vor
promova prioritar soluţii tehnice eficiente:

Liniile noi de 400 kV se vor realiza în soluţie constructivă dublu circuit, cu unul sau două
circuite echipate iniţial în funcţie de încărcarea prognozată, reducând astfel impactul pe
termen lung asupra mediului;

Se vor adopta soluţii de proiectare a staţiilor cu scheme flexibile, cu dublu sistem de bare
sau 1,5 – 2 întrerupătoare pe circuit, în funcţie de importanţa staţiilor şi încadrarea lor în
sistem;

Se va lua în considerare renunţarea la bara de transfer în toate staţiile la care se realizează
retehnologizare/ modernizare, având în vedere faptul că se vor utiliza echipamente primare
moderne şi fiabile, reducându-se astfel amprenta asupra mediului;

Se vor adopta soluţii care să permită alimentarea serviciilor proprii ale staţiilor Transelectrica
din reţeaua proprie.

Participarea la definirea și implementarea în RET a conceptului de smart grid și electricity
highways (magistrale electrice).
Planificarea lucrărilor se va realiza considerându-se toate nivelurile de tensiune existente în
staţia respectivă, într-un proiect unitar. În toate staţiile în care se prevăd lucrări, se au în vedere
şi retehnologizarea/ modernizarea sistemelor de control protecţie şi automatizare şi dotările
necesare pentru asigurarea teleconducerii.
Se vor dezvolta tehnologiile de lucru sub tensiune (LST) şi intervenţie rapidă în SEN, în scopul
creşterii capacităţii de transport, reducerii cheltuielilor de mentenanţă şi diminuării pierderilor de
putere în RET, ca urmare a reducerii perioadelor de retragere programată din exploatare a LEA
şi staţiilor.
Pagina | 108
OS2.5. Creșterea BAR (baza de active reglementată)
Context
Natura activității (reglementată) și modul de stabilire al venitului reglementat și al tarifelor are un
impact major asupra strategiei financiare.
Prin urmare, sursele sustenabile de creștere a profitului se constituie din:

creșterea BAR, factorul principal

NB: creșterea BAR este legată de nivelul investițiilor aprobate, realizate și recunoscute de
ANRE și realizate conform programului de investiții cu PIF angajat de TEL în cadrul
perioadei de reglementare

o acoperire adecvată prin tarif a costurilor necesare operării, întreținerii și dezvoltării rețelei
de transport și infrastructurilor conexe și eliminarea nevoii de acoperire a unor cheltuieli
operaţionale din RBAR (WACC* BAR – exemplul notoriu fiind CPT)

eficiența operațională la nivelul Companiei, corelat cu nivelul cheltuielilor controlabile şi
indicele de eficiență stabilit de ANRE
+3%
[MIL RON]
3,578
3,330
3,365
3,303
3,268
3,206
2011
2012
2013
2014
3,239
2015
2016
2017
FIGURA 13 EVOLUŢIA BAR

stoparea și reversarea trendului descendent a bazei de active reglementate (BAR) și
atingerea unei creșteri medii anuale de 3% în următorii patru ani.
Acțiuni
Sunt cele menționate în realizarea planului de investiţii aprobat de ANRE plus:
Diminuarea planului de mentenanță prin trecerea unor proiecte de mentenanţă majoră în
proiecte de investiţii
Pagina | 109
OS2.6. Optimizarea bugetului de mentenanță
Context
Cheltuielile de mentenanță sunt o componentă importantă în OPEX / cheltuielile controlabile (în
sens ANRE). Optimizarea cheltuielilor de mentenanţă are în vedere atât optimizarea structurii
cât şi a valorii pe componente.

Reducerea numărului şi duratei evenimentelor accidentale;

Reducerea numărului şi duratei acţiunilor de mentenanţă preventivă - planificată (prin
stabilirea, fundamentată pe diferite criterii, a frecvenţei şi conţinutului acestora);

Asigurarea disponibilităţii ridicate a instalaţiilor RET;

Creşterea flexibilităţii în funcţionare a RET;

Optimizarea costurilor prin trecerea unei părți a proiectelor de reparații capitate pe investiţii;

Optimizarea mentenanţei preventive, direcţionată pe aplicarea unor tehnologii moderne de
diagnosticare de tip inspecție multispectrală,
termoviziune,
cromatografie etc.
și
monitorizarea on-line a instalațiilor complexe noi.
Acțiuni

Promovarea unor practici de mentenanță și exploatare eficiente,

Asigurarea unei politici corespunzătoare de personal în domeniul mentenanţei prin
asigurarea unui nivel de pregătire a personalului conform cerinţelor tehnice actuale,

Monitorizarea pregătirii personalului sucursalelor privind activitatea de mentenanță,

Adaptarea acțiunilor de mentenanță la specificul noilor instalaţii/ tehnologii şi stabilirea
necesarului de analize specifice aprofundate în domeniu,

Optimizarea stocurilor, în special de aparataj şi piese de schimb,

Trecerea unor proiecte de mentenanţa majora în proiecte de investiţii instalațiile
retehnologizate/modernizate.
OS2.7. Optimizarea modelului de certificare
Context
În iulie 2012 a fost adoptată Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123 (MO nr.
485/16.07.2012) care transpune în legislația națională Directiva CE/72/2009. Legislația
europeană tratează într-un regim nou companiile de tip OTS, impunând un set de condiții
speciale şi trecând aceste companii printr-un proces de certificare, obligatoriu desemnării şi
recunoașterii statutului de companie de tip OTS la nivel european.
Pagina | 110
La nivelul legislației europene certificarea Operatorului de Transport și Sistem se poate
implementa după următoarele trei modele, condiționat de îndeplinirea anumitor condiții.
Precizăm că în toate trei modelele este obligatorie îndeplinirea condițiilor de separare a
controlului în raport de companiile de producție şi furnizare. Astfel cele trei modele sunt:

OTS – OU (Ownership Unbundling) este modelul de bază propus în Directiva 72/2009/CE.
Pentru aplicarea acestui model trebuie ca RET să fie în proprietatea companiei OTS.

ISO (Independent System Operator) – este. Este un model de trecere către modelul țintă,
destinat companiilor care în 2009 erau companii integrate pe verticală (VIU). Activele
Companiei nu sunt în proprietatea ei. Precizăm ca interpretarea VIU în cazul României se
referă la proprietatea statului prin aceeași autoritate (ME) asupra companiilor din zona de
competiție (producție şi furnizare), precum şi a celor din zona de monopol natural (OTS şi
OD).

ITO (Independent Transmission Operator) – este un model special în care se păstrează
proprietatea unei VIU asupra OTS dar se aplică măsuri de separare echivalente modelului
OTS-OU.
Legea energiei (123/2012) ținând cont de regimul de proprietate publică asupra RET a optat
pentru implementarea modelului ISO. După îndeplinirea condițiilor de separare control la nivelul
autorităților statului (vezi OUG nr. 18/2013) Transelectrica a intrat în procesul de certificare aflat
în competența ANRE.
Procesul de certificare a fost finalizat într-o primă etapă de ANRE care prin Decizia 2213 din
2.08.2013 a admis certificarea preliminară a Transelectrica ca OTS pe model ISO. Raportul de
certificare a fost înaintat CE, care potrivit legislației urmează să emită o opinie care să valideze
acțiunea de certificare. Menționăm că decizia de certificare preliminară solicită Transelectrica să
îndeplinească anumite condiții în perioada următoare, condiții care pe fond țin de legislația
primară (în principal modul de transformare în lege al OUG nr. 18/2013).
Referitor la acțiunea de certificare a Operatorului de Transport și de Sistem, legea deşi prevede
implementarea modelului ISO, dă posibilitatea ca în termen de 24 de luni de la data intrării în
vigoare a legii, ministerul de resort să realizeze o evaluare a funcţionării operatorului de
transport și sistem în baza modelului „operator independent de sistem” și, dacă este cazul să
propună Guvernului adoptarea modelului de separare a proprietăţii, conform art. 9 alin. (1) din
Directiva 2009/72/CE (modelul OTS-OU).
Pe termen mediu, Transelectrica îşi propune identificarea modelului optim de certificare potrivit
Companiei în urma unei analize interne a trecerii la modelul de certificare OTS – OU.
Pagina | 111
Acțiuni

Reanalizarea soluțiilor de certificare (analiza se va face corelat cu strategia statului în
domeniul transportului energiei electrice)
OS2.8. Restructurarea filialelor
Context
Pentru informațiile cu caracter general şi detalii vezi prezentarea companiei şi analiză strategică.
OPCOM și Formenerg

Ca efect al prevederilor OUG nr. 18/2013, se autorizează Ministerul Finanţelor Publice și ME
să iniţieze şi să aprobe, după caz, toate operaţiunile și demersurile necesare pentru
trecerea acţiunilor deţinute de Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice
"Transelectrica" - S.A. la Compania Comercială "Operatorul Pieţei de Energie Electrică" S.A. - OPCOM şi la Compania Comercială FORMENERG - S.A. în proprietatea statului și
administrarea ME, cu respectarea prevederilor legale incidente.

Acest proces nu a fost demarat, el trebuind a fi corelat cu forma finală de lege a OUG nr.
18/2013.
SMART

Circa 80% din comenzi sunt asigurate de Transelectrica;

Este necesară revizuirea politicii de personal (între care numărul mediu) și a politicii privind
subcontractarea;

Performanța economică și financiară trebuie îmbunătățită;

A făcut obiectul unor analize de restructurare și reorganizare, nefinalizate cu un program
clar de acțiune;

E nevoie de un audit actualizat și un program de eficientizare și reorganizare, activitatea
normală a filialei afectând direct capacitatea TEL de a-și îndeplini misiunea.
Teletrans
În prezent, în vederea adaptării Teletrans la reperele actuale ale domeniilor IT&C și energetic la
nivel național și european, precum și identificării modalităților optime de îmbunătățire și
dezvoltare a serviciilor oferite, în cadrul Teletrans se derulează un proces de planificare
strategică pentru perioada 2013 - 2017.

Circa 80% din comenzi sunt asigurate de Transelectrica;

Performanța economică și financiară moderată/bună; are potențial de creștere;
Pagina | 112

Infrastructura ITC din care o parte importantă este de natura infrastructurilor critice necesită
investiții noi din partea Transelectrica;

Rețeaua de fibră optică așa cum a fost construită are potențial pentru o mai mare
valorificare comercială pe piața liberă; în acest sens este nevoie de un plan de afaceri
actualizat;

Este necesară o reevaluare a modului de organizare al informaticii de proces, în prezent în
cadrul Teletrans; majoritatea companiilor de tip OTS au informatică de proces pentru
activitatea de OS ca structură proprie; de regulă o direcție de informatică de proces în cadrul
DEN.
Icemenerg

Prin punerea în aplicare a HGR nr. 925/2010 privind înfiinţarea, organizarea şi funcţionarea
Institutului Naţional de Cercetare-Dezvoltare pentru Energie – Icemenerg Bucureşti, Filiala
Icemenerg va fi desființată, iar capitalul social subscris și vărsat al CNTEE Transelectrica –
SA se va diminua cu suma corespunzătoare capitalului social subscris și vărsat al filialei.
Icemenerg–Service

Icemenerg–Sevice a înregistrat pierderi financiare încă de la momentul trecerii în
subordinea Transelectrica, intrând în regim de administrare specială sub autoritatea OPSPI;
comisia de privatizare MEC a propus emiterea HG necesară demarării unui proces de
privatizare, în caz de eșec urmând a se trece la procedura de insolvență. Dacă în trecut
valoarea activelor era estimată ca fiind superioară valorii datoriilor Companiei (către bugetul
statului și către furnizori) deci cu speranțe pentru un proces de privatizare prin vânzarea
întregului pachet de acțiuni, în prezent acest raport nu mai este asigurat. Transelectrica
împreună cu MFP trebuie să decidă asupra căii de urmat; este posibil ca în circumstanțele
date să fie mai utilă o procedură de insolvență;
În stabilirea obiectivelor şi indicatorilor aferenți de performanță vom defini mai întâi câteva
principii generale de abordare, valabile pentru toate filialele:

Dezvoltare accelerată;

Reducerea / eliminarea dependenței financiare de Compania-mamă;

Dincolo de 80/20: creşterea ponderii serviciilor şi lucrărilor prestate pentru terți;

Schimbarea structurii de acţionari; noi acţionari care să susțina prin aport de capital
dezvoltarea afacerilor din filialele respective;

În relația filialelor cu Compania-mamă: creşterea transparenței şi monitorizarea cu atenție a
prețurilor de transfer;
Pagina | 113

Pentru aducerea la îndeplinire a acestor principii şi obiective generale va fi nevoie de
creşterea rolului companiei în guvernanța corporativă a filialelor, mai exact în componența
CA şi conducerii executive (în coordonare cu MFP şi ceilalți acţionari).
OPCOM

Schimbarea acționariatului - atragerea de parteneriate și de investitori (cu condiția ca
Transelectrica să rămână acționar minoritar) astfel încât să crească volumul şi calitatea
serviciilor prestate atât pe piaţa de energie electrică cât și, mai nou, pe piaţa gazelor
naturale. NB: spre deosebire de celelalte filiale, OPCOM este ca şi Transelectrica o
companie integral reglementată în calitatea ei de administrator al piețelor centralizate iar
implicarea Companiei mamă în filială este minimală;

Dezvoltarea capabilităților proprii necesare dezvoltării serviciilor prestate în pieţe
centralizate.
Formenerg

Schimbarea acționariatului - atragerea de parteneriate și de investitori (cu condiția ca
Transelectrica să rămână acționar minoritar);

Dezvoltarea capabilităților proprii necesare dezvoltării serviciilor de formare profesională
prestate în piaţă.
SMART

Demararea unui proces de reflecție strategică la nivelul filialei în vederea creşterii calității
serviciilor, majorarea cifrei de afaceri la terți, reducerea costurilor şi creşterea profitabilității;
procesul de reflecție/planificare strategică se va materializa într-un plan de afaceri cu
proiecțiile financiare aferente şi setul de KPI pe care conducerea filialei îl va angaja faţă de
Compania-mamă;

Optimizarea proceselor de afaceri şi a structurii organizatorice.
Teletrans

Finalizarea procesului de reflecție strategică la nivelul filialei în vederea creşterii calității
serviciilor, majorarea cifrei de afaceri la terți, reducerea costurilor şi creşterea profitabilității;
procesul de reflecție/planificare strategică se va materializa într-un plan de afaceri cu
proiecțiile financiare aferente şi setul de KPI pe care conducerea filialei îl va angaja faţă de
Compania-mamă;

Dezvoltarea filialei și realizarea de investiții.
Pagina | 114
Icemenerg

Ieșirea Companiei din acţionariatul filialei prin punerea în aplicare a HG de separare.
Icemenerg–Service

Demararea unui proces de reflecție strategică a Companiei împreună cu filiala în vederea
stabilirii situației reale şi perspectivelor de redresare. Pe baza concluziilor acestui proces se
vor face propuneri pentru restructurare şi privatizare sau, dacă acest lucru nu este posibil
pentru declanșarea procedurii de insolvență.
Acțiuni
OPCOM şi Formenerg

Pregătirea și promovarea actelor normative necesare, corelat cu transformarea în lege a
OUG nr. 18/2013;

Realizarea demersurilor pentru schimbarea acționariatului.
Teletrans

Analiza planului propriu de afaceri şi reorganizare; aprobarea acestuia în organele de
conducere ale filialei cu mandat din parte Companiei-mamă;

Monitorizarea implementării planului propriu de afaceri şi a performanțelor obținute în raport
de sistemul de KPI adoptat;

Consiliere şi recomandare de măsuri corective, după caz;

Analiza prețurilor de transfer.
SMART

Analiza planului propriu de afaceri şi reorganizare; aprobarea acestuia în organele de
conducere ale filialei cu mandat din parte Companiei-mamă;

Monitorizarea implementării planului propriu de afaceri şi a performanțelor obținute în raport
de sistemul de KPI adoptat;

Consiliere şi recomandare de măsuri corective, după caz;

Analiza prețurilor de transfer.
OS2.9. Dezvoltarea Companiei
Context
Transelectrica are potențial de creștere prin implicarea în domeniul unor activități
nereglementate, respectând regulile de separare de cele reglementate.
Pagina | 115
Primul vehicul corporativ creat în acest sens a fost direcția Transelectrica–Soluții.
FIGURĂ 8 ACTIVITĂȚI DESFĂȘURATE DE COMPANIE
Se vor explora activități nereglementate posibile pentru Transelectrica, precum:

Studii de soluție pentru emiterea avizului tehnic de racordare în vederea conectării la RET a
noilor utilizatori;

Consultanță și studii cerute de investitorii în surse regenerabile de energie;

Consultanță în domeniul cerințelor tehnice pentru generatoare;

Studii și consultanță pe terțe piețe (activități în plan internațional), realizate individual sau în
parteneriat;

Consultanță și servicii de project management pentru alte companii din țară și străinătate;

Activități noi pe linie de inovație tehnologică, cercetare-dezvoltare (pe modelul Terna Plus);

Training (ex: Lucrul sub tensiune – cu punere la dispoziție a platformelor proprii);

Activități distinct reglementate: valorificare SF HVDC link în cablu submarin România –
Turcia (proiect internațional în regim PPP)
Pagina | 116
Acțiuni
CS își propune susținerea şi consilierea Companiei în identificarea de afaceri separat
reglementate/ nereglementate ce pot constitui oportunități de afaceri și analiza eficienței
acestora prin analize riguroase de tip cost-beneficiu.
Dezvoltarea corespunzătoare a portofoliului de prestații (consultanță, inginerie, alte activități) ar
permite trecerea la organizarea în forme superioare în următoarele etape: sucursala – forma
tranzitorie, filiala – forma finală.
În concluzie, obiectivele și indicatorii de performanță propuși de către CS pentru perioada 20132017 din perspectiva internă sunt:
Criteriu de performanță
Obiectiv
Valoare țintă
2013- 2017
OS2.1.Conducerea tehnică și
operativă a SEN astfel încat
să se asigure alimentarea
continuă și în condiții
normate
de
calitate
a
energiei electrice, siguranță
și stabilitate în funcționare
OS2.2.Întărirea
RET
creșterea
eficienței
funcționare a RET
OS2.3.Protecția
infrastructurii critice
Codul tehnic RET, licența,
Standardul de performanță
și
cerințele
europene
(ENTSO-E, UE)
Respectarea condițiilor normate
prin codul tehnic RET, licență,
cerințele europene (ENTSO-E,
UE)
Actualizarea Codului Tehnic al
RET conform necesităților
Cerințe
stabilite
de Respectarea condițiilor stabilite
reglementări europene sau prin reglementările europene
convenții internaționale
sau convenții internaționale
Sistemul de prognoză a Introducerea sistemului de
cantităţilor
de
energie prognoză a cantităţilor de
produsă în CEE
energie produsă în CEE
și Volum de investiții
Realizarea
investițiilor
în
determinate
de
eliminarea
congestiilor structurale conform
Planului de dezvoltare
Principii
utilizate
în
Înlocuirea echipamentelor pe
procesul de înlocuire a
baza principiilor de eficiență în
echipamentelor
urma analizelor de costbeneficiu
Cerințe
legale
privind
Realizarea integrală a cerințelor
protecția
infrastructurilor
minime legale privind protecția
critice
infrastructurilor critice
Managementul securităţii Instituirea şi operarea unui
parte
integrantă
a
cadru de management al
sistemului de management
securităţii ca parte integrantă a
al Companiei
sistemului de management al
Pagina | 117
Companiei.
OS2.4.Dezvoltarea durabilă a
infrastructurilor
proprii
(investiții)
OS2.5.Creşterea BAR
Volumul
de
investiții
Realizarea
integrală
a
fundamentat prin Planul de
volumului
de
investiții
dezvoltare
fundamentat prin Planul de
dezvoltare
Eficiența proiectelor de
Promovarea de proiecte de
investiții
investiții eficiente din punct de
vedere tehnico-economic
Soluții robuste și flexibile în
Utilizarea soluțiilor robuste și
planificarea investițiilor
flexibile
în
procesul
de
planificare a investițiilor
BAR
Creșterea BAR cu 3% la finele
anului 2017
pe Mentenanță bazată pe fiabilitate
(optimizarea activelor)
Realizarea investițiilor pentru
eliminarea congestiilor
OS2.6.Optimizarea bugetelor
de mentenanță și investiții și
recunoașterea cheltuielilor
respective
de
către
reglementator
RK parțial
investiţii
OS2.7.
Optimizarea
modelului de certificare
Model de certificare Tinta: Pasul 1: certificare completa ca
OTS - OU
ISO
Pasul 2: certificare ca OTS –
OU (ownership unbundling)
Soluție de restructurare
Implementarea cu succes a
soluției de restructurare
OS2.8.
filialelor
Restructurarea
Alte afaceri (nereglementate)
OS2.9.
Dezvoltarea
Companiei
trecut
Dezvoltarea afacerilor
Studii şi consultanță, servicii din
zona proprie de competență
pentru alte companii
TABEL 27 OBIECTIVE ȘI CRITERII DE PERFORMANȚĂ: DIN PERSPECTIVA INTERNĂ
4.2.3. Perspectiva învățării și creșterii
Direcția 1 – creşterea şi valorificarea capitalului uman
OS3.1. Optimizarea structurii organizatorice și a numărului mediu de personal, creşterea
productivității muncii
Context
Deși structura organizatorică a suferit numeroase modificări în ultimii ani, se poate observa în
continuare o structură încărcată prin prezența unui aparat administrativ greoi, supradimensionat.
Pagina | 118
Cu privire la numărul total de personal, deşi strategiile anterioare ale companiei au avut în
vedere o scădere semnificativă a numărului mediu de personal, acesta a rămas relativ constant,
cu creșteri înregistrate în numărul de personal din departamentele suport, precum și numărul de
personal cu funcții de conducere.
Indicator
2008
2009
2010
2011
2012
La 31 decembrie
2.188
2.200
2.200
2.200
2.198
Număr mediu de personal în
2.198
2.184
2.184
2.197
2.198
cursul anului
TABEL 28 NUMĂRUL TOTAL ȘI NUMĂRUL MEDIU DE PERSONAL 2009-2012
Obiective și criterii de performanță
Pornind de la concluziile trase în urma intervențiilor trecute asupra organigramei, Transelectrica
își propune crearea unei noi organigrame adaptată nevoilor curente şi structurată pe
principalele procese de afaceri ale companiei, în echilibru cu volumul actual de activitate.
Acțiuni

Normarea activităților, care să ducă la stabilirea numărului optim de personal în activitate,

Centralizarea de activități, analiza posturilor, eliminarea activităților redundante.
OS3.2. Perfecționare profesională
Context
Transelectrica asigură instruirea și pregătirea profesională a personalului propriu prin
elaborarea de programe de instruire, formare și perfecționare profesională, în conformitate cu
Planul de formare profesională a personalului, anexă la CCM al Companiei și cu Programul
anual de formare și perfecționare profesională al angajaților.
Transelectrica își propune:

Creşterea calității actului de instruire şi formare profesională prin redactarea riguroasă a
caietelor de sarcini şi alegerea exigentă a furnizorilor;

Eliminarea actelor de instruire formale (deghizate în mini-vacanțe);

Menținerea bugetului de perfecționare profesională la nivelul mediei ultimilor 2 ani;

Creșterea nivelului de pregătire şi performanțelor profesionale, așa cum rezultă ea din
evaluările anuale ale performanțelor angajaților (de exemplu, % din angajați peste nivelul
standard);
Pagina | 119

Creşterea nivelului de perfecționare profesională prin participarea sistematică în activitățile
ENTSO-E, CIGRE şi altor asociații profesionale de prestigiu;
Acțiuni

Actualizarea procedurilor interne privind instruirea şi pregătirea profesională a salariaților;

Revizitarea ofertei de instruire a Formenerg şi modernizarea caietelor de sarcini aferente
fiecărei forme de instruire profesională prestată de filială pentru personalul companiei;

Realizarea unui studiu privind condițiile de transformare a companiei într-o companie în care
activul cel mai important să fie cunoașterea (knowledge based company); Buget estimat
cca: 200.000 Euro; Consultant: firmă de HR cu reputație internatională în domeniu.
OS3.3. Creșterea motivației angajaților
În ultima perioadă s-a observat că un număr mare de specialiști, formați în activitatea de bază a
Transelectrica, a părăsit Compania pentru a lucra în domeniu la alți angajatori, motivul principal
fiind cel al salarizării reduse. În plus, sistemul actual de retribuire a muncii nu
recompensează/stimulează performanța profesională.
Compania își propune reducerea numărului de plecări voluntare ale personalului la mai puțin de
10 (anual).
Transelectrica își propune proiectarea şi negocierea cu reprezentanții autorizați ai salariaților
(sindicate) a unui nou sistem de salarizare, similar celor mai performante companii OTS din
Europa, bazat pe performanță şi corelat cu noua organigramă. Grila se va baza pe
responsabilitățile și cerințele specifice diverselor posturi și va conține o componentă variabilă în
funcție de performanța individuală și a Companiei.
Se va avea în vedere creșterea nivelului de compensare pentru funcțiile de importanță mare din
Transelectrica şi analiza necesității şi oportunității introducerii unor programe de tip ESOP
(employee stock option plan) şi MSOP (management stock option plan)
Încadrarea în bugetele de salarizare aprobate.
Acțiuni

Centralizarea funcției de formare profesională,

Optimizarea planului de formare profesională (identificarea de nevoi de instruire în cadrul
proceselor de evaluare anuală a performanțelor individuale),

Formarea de traineri interni, buni cunoscători ai activității Transelectrica,

Identificarea şi construcția de planuri de carieră tip.
Pagina | 120

Salarizare pe bază de performanță
Direcția 2 – Dezvoltarea capitalului informațional
OS3.4. Optimizarea sistemului de informatică de proces
Context
Infrastructura de comunicaţii reprezintă factorul determinant în ceea ce priveşte funcţionalitatea
şi securitatea aplicaţiilor informatice din organizaţie. Echipamentele de telecomunicaţii formează
o infrastructură naţională de comunicaţii integrate.
Actualul sistem EMS/SCADA al Companiei este în funcțiune din anul 2004 (9 ani de funcționare
în regim de 24 ore / zi, 7 zile pe săptămână, în condițiile în care durata normală de funcționare a
echipamentelor este de 5 – 7 ani). Conceptul care a stat la bază este din anul 2001, iar sistemul
nu mai poate răspunde cerințelor actuale datorită limitărilor tehnice.
Arhitectura IT&C poate fi reprezentată conform figurii de mai jos:
FIGURĂ 9 ARHITECTURA ITC
Verde: sisteme / infrastructuri existente
Roșu: sisteme / infrastructuri existente dar care trebuie modernizate
Albastru: sisteme / infrastructuri care vor trebui realizate în viitor
Albastru hașurat: sisteme / infrastructuri care sunt în diferite stadii de realizare
Este necesar ca una din preocupările majore ale Transelectrica să fie consolidarea permanentă
şi extinderea infrastructurii IT&C suport important pentru desfăşurarea activităţii Companiei în
condiţii de maximă calitate, prin modernizarea sa cu tehnologii de ultima oră prin diverse
proiecte din domeniul tehnologiei informaţiilor şi telecomunicaţiilor.
Pagina | 121

Organizarea unui upgrade a actualului sistem hardware și software EMS - SCADA pentru a
asigura funcționarea Operatorului de Sistem/și priectarea şi implementarea unui nou sistem
(o noua generatie EMS - SCADA) până în anul 2017 (de verificat cu planul de investiţii);

Backbone de comunicație regional bazat pe infrastructura existenta a OTS din regiune.
Acțiuni

Realizarea SF pentru noua generație a sistemului EMS - SCADA

Modernizarea şi up-gradingul echipamentelor de telecomunicații aferente sistemului
OS3.5. Dezvoltarea sistemului informatic de gestiune
Context
Vezi analiza strategică a Companiei în domeniul ITC
Realizarea unui nou sistem complet şi performant de tip ERP (Enterprise resource planning)
Acțiuni

pregătirea, proiectarea şi implementarea unui sistem complet de tip ERP, valorificând în
măsura posibilului a infrastructurii existente (HW şi SW)
Direcția 3 – creşterea capitalului organizațional
OS 3.6. Refacerea şi creşterea culturii organizaționale
Context
Complementar primei direcții de creştere a capitalului uman, unde accentul se pune pe capitalul
uman individual, creşterea capitalului organizațional pune accentul pe problemele de lucru în
echipă, de leadership şi comunicare, pe cultura de întreprindere care trebuie aliniată la noile
exigențe de performanță care se propun prin Strategia de Administrare. Cultura organizațională
poate fi abordată şi în termeni de climat organizațional ce reflectă valorile reale şi
comportamente reale ale salariaților şi de aici gradul real de aliniere între strategie şi realitățile
operaţionale la nivelul salariaților.
Transelectrica a realizat în primii ani de existență o cultură organizatională performantă (în
special în plan tehnic), având la bază şi o structură de personal mai omogenă ca pregatire şi
cunoaștere a realităților SEN. Fluctuațiile de politici de personal şi decizii lipsite de o suficientă
abordare etică ale personalului de conducere au deteriorat climatul organizațional.
Pagina | 122
Obiective şi indicatori de performanță

Realizarea în companie a unei culturi organizaționale specifică unui nivel ridicat de expertiză
profesională, dedicat obținerii unui nivel de performanță similar celor mai bune realizări ale
companiilor OTS din Europa.

Bazarea deciziilor de HR pe motivația de proces, a echității în primul rand.
Acțiuni

Realizarea unui studiu urmat de un plan de măsuri, contractat cu o firma de HR cu reputație
în domeniu; buget estimat: 150.000 Euro

CS prin CNR își va prevedea în programul propriu de activitate consilierea Directoratului şi a
echipei HR în acest domeniu, precum şi monitorizarea acțiunilor realizate din punct de
vedere la eficienței.
Pe scurt, obiectivele și indicatorii de performanță propuși de către CS pentru perioada
2013-2017 din perspectiva învățării și creșterii sunt:
Obiectiv
de Valoare țintă
Indicator
performanță
2013- 2017
Structura organizatorică
OS3.1.
Optimizarea
structurii organizatorice
și a numărului mediu de
personal
OS3.2.
Perfecționare Cheltuieli
cu
profesională
perfecționarea
profesională
Performanțe profesionale
ale angajaților
OS3.3.
Creșterea Numărul
motivației angajaților
voluntare
de
Menținerea bugetului de perfecționare
profesională la nivelul ultimilor ani
Creșterea performanțelor profesionale,
așa cum rezultă ea din evaluările
anuale ale performantelor angajaților
(de exemplu, % din angajați peste
nivelul standard)
plecări Numărul de plecări voluntare din
funcțiile cheie: sub 10/an
Sistem de salarizare
(compensare)
cu
o
componentă variabilă în
funcție de performanță
Creșterea
nivelului
general de compensare
Planuri de carieră pentru
angajați
OS3.4.
Optimizarea Sistemul hardware și
proceselor și sistemului software
Definirea și implementarea unei noi
organigrame
Implementarea cu succes a noului
sistem de salarizare
Implementare sistem de planuri de
carieră
Organizarea unui upgrade a actualului
sistem hardware și software pentru a
Pagina | 123
sistemului informatic de
proces
OS3.5.
Dezvoltarea
sistemului informatic de
gestiune
O.S.3.6. Refacerea şi
creşterea
culturii
organizaționale
Sistemul
gestiune
informatic
asigura funcționarea Operatorului de
Sistem/și implementarea unui nou
sistem până în anul 2017
de Dezvoltarea sistemului informatic de
gestiune
Îmbunătățirea climatului Masurare prin sondaje de tip Gallup şi
organizațional
(de măsuri corective, după caz
muncă)
TABEL 29 OBIECTIVE ȘI CRITERII DE PERFORMANȚĂ: DIN PERSPECTIVA ÎNVĂȚĂRII ȘI CREȘTERII
4.2.4. Perspectiva financiară
OS4.1. Creșterea indicatorilor de profitabilitate
Context
Potențiale contracții neprevăzute ale cantității de energie vehiculată în SEN de la un an la
următorul, produc perturbații în mod direct la nivelul veniturilor obținute din tarifele
reglementate chiar dacă sunt ajustate (cu anul următor) principalele venituri cu impact
asupra profitabilității Companiei.
Pentru perioada anterioară, veniturile operaționale obținute din aplicarea tarifelor reglementate
în anul 2012 s-au diminuat, pe fondul contracției cantității de energie tarifabilă față de 2011. Mai
mult, reducerea severă a consumului de energie electrică produsă în contextul recesiunii
economice, în anul 2009, nu a fost recuperată integral până în prezent pe fondul unui ritm lent
de revenire a consumului. În contextul unei senzitivități reduse a costurilor la variații ale cantității
de energie, asemenea perturbații s-au propagat la nivelul profiturilor (EBITDA, EBIT, profit net)
și a indicatorilor de profitabilitate aferenți.
Pagina | 124
FIGURA 14 EVOLUȚIA PERFORMANȚEI OPERAȚIONALE DIN ACTIVITĂȚILE CU PROFIT PERMIS
Notă: În ciuda design-ului „pass-through", serviciile de sistem tehnologice nu au fost perfect
neutre ca rezultat operațional și au generat profit/pierdere în 2011/2012. Impactul acestor
pierderi/câștiguri asupra EBITDA a fost eliminat pentru marja EBITDA ajustată.
Prezentarea marjei EBITDA ca pondere în veniturile cu profit permis, în defavoarea prezentării
marjei EBITDA în veniturile totale ce includ veniturile aferente activităților zero-profit (serviciile
de sistem tehnologice și piața de echilibrare), oferă relevanță sporită indicatorului întrucât
segmentele operaționale zero-profit pot distorsiona substanțial nivelul indicatorului prin
contribuția semnificativă pe care o dețin în totalul veniturilor în condițiile unor marje de profit
nule.
Natura activității (reglementată) și modul de stabilire al venitului reglementat și al
tarifelor are un impact major asupra strategiei financiare. Prin urmare, Consiliul de
Supraveghere propune o abordare sustenabilă a indicatorilor, pornind de la limitările
impuse de către predicțiile cu privire la volumul energiei vehiculate, cât și de către
reglementări aplicabile.
În acest sens, se consideră că prezentarea rentabilității activelor reglementate ca raport între
profitul operațional și valoarea BAR este consistentă cu structura reglementată a tarifelor
aferente activităților cu profit permis (transport și servicii de sistem funcționale). Componenta
tarifară destinată rentabilității capitalului (RRRxBAR) are la bază rata reglementată a
rentabilității (RRR) și baza reglementată a activelor (BAR), regăsindu-se integral la nivelul
Pagina | 125
profitului operațional realizat de companie în ipoteza încadrării perfecte a costurilor operaționale
în costurile recunoscute de ANRE. În limitele metodologiei curente, presupunând că venitul
realizat este egal cu venitul reglementat, nu sunt asigurate premisele obținerii unei rentabilități
efective a capitalului la nivelul rentabilității reglementate a capitalului.
Factorii cei mai importanți care determină randamente realizate inferioare celor
reglementate sunt: nerecunoașterea integrală a costurilor cu achiziția energiei necesare
acoperirii pierderilor din rețea, nerecunoașterea integrală a valorilor anuale ale
amortizării activelor fixe prin utilizarea unor durate de serviciu pentru active mai lungi
decât cele utilizate în evidențele contabile ale Companiei.
Pe măsură ce discrepanțele rezultate între costurile efective și costurile recunoscute se vor
atenua, randamentele efective vor converge către randamentele reglementate micșorând
ecartul istoric.
8%
7%
6%
5%
4%
3%
8%
8%
5%
2%
3%
1%
0%
2011
Rentabilitate BAR realizata
2012
WACC
FIGURĂ 10 COMPARAȚIE ÎNTRE RENTABILITATEA BAR REGLEMENTATĂ ȘI CEA REALIZATĂ
Consiliul de Supraveghere propune măsurarea performanței viitoare financiare din punct de
vedere al profitabilității în funcție de următorii doi indicatori:
Pagina | 126
2012
INDICATORI
Energia tarifata
Venituri operaţionale
Variţia veniturilor
EBIT
EBT
EBT margin
EBITDA
EBITDA margin
Rezultatul net
TWh
5.39
Mil RON 2,768
%
-11.6%
Mil RON
83
Mil RON
47
%
1.7%
Mil RON
398
%
14.4%
Mil RON
34
2014 2015 2016 2017
2013
BVC
5.12
4.91
4.72
4.53
4.35
2,569 2,736 2,750 2,765 2,783
-7.2% 6.5% 0.5% 0.6% 0.6%
69
126
143
150
157
45
67
77
80
80
1.7% 2.4% 2.8% 2.9% 2.9%
417
509
545
572
607
16.2% 18.6% 19.8% 20.7% 21.8%
29
57
65
68
68
TABEL 30 INDICATORI DE PROFITABILITATE
Acțiuni

Analiza/restructurarea bilanțului contabil

Reducerea cheltuielilor operaţionale prin eficientizarea activităților

Măsuri pentru creșterea ROA, printre altele, prin reducerea cheltuielilor operaționale

Venituri: Solicitarea la ANRE a creşterii gradului de acoperire/recunoaștere a unor costuri
importante în tariful reglementat de transport (ex: CPT);

NB: soluția finală este scoaterea CPT din tariful de transport şi tratarea lui pe principiul de
break-even fie distinct, fie încadrat în tariful de sistem.
OS4.2. Optimizarea mixului de finanțare
Context
RET este proprietate publică a Statului, concesionată Transelectrica. Conform prevederilor
legale, calitatea de concesionar obligă la păstrarea activelor concesionate cel puțin la nivelul
tehnic la care au fost preluate și, după caz, la un nivel tehnic superior, corespunzător dezvoltării
tehnologice. Ca atare, prima preocupare pentru finanțarea din tarif se referă la lucrările de
modernizare și retehnologizare.
Ca urmare a modificărilor semnificative preconizate pentru perioada următoare în
structura parcului de producție, în special ca urmare a dezvoltării producției bazate pe
resurse regenerabile și a instalării a două noi unități nucleare, devine o preocupare
majoră extinderea și consolidarea RET pentru a face față noilor fluxuri de putere, iar
componenta principală de finanțare până în prezent a fost creditul, sub forma
împrumuturilor bancare.
Pagina | 127
Optimizarea finanțării este un element esențial în vederea îmbunătățirii performanței financiare.
Mai mult, capacitatea Transelectrica de accesare a piețelor financiare la costuri reduse
reprezintă o condiție esențială pentru implementarea integrală a planului de investiții.
Problema deficitului de finanţare a dezvoltării RET nu este specifică României, ci are un
caracter general, recunoscut la nivelul Uniunii Europene. Astfel, în Documentul Priorităţi ale
infrastructurii energetice până în 2020 şi mai departe (COM 2010/677) se estimează că
necesarul de investiţii în sistemele energetice între prezent și 2020 este 1 trilion €. Din
acesta, în documentul CE se estimează că circa 200 miliarde sunt necesare pentru RET,
dar, având în vedere angajamentele actuale, numai 50% din această valoare va fi realizată,
existând un deficit la nivel UE de 100 miliarde €.
Deși tariful de transport reprezintă principala sursă de finanțare pentru investiții, aceasta nu este
singura. Pentru viitor, Compania își propune analiza, identificarea și implementarea unor soluții
alternative, care să suplimenteze sursele de finanțare a investițiilor viitoare. Printre acestea, se
vor explora:

optimizarea structurii de finanţare bazată pe:
o
introducerea finanțării prin obligațiuni;
o
diversificarea tipurilor de creditare şi a mecanismelor de garantare aferente; mijloace
de finanțare inovativă (ex.: credite furnizor, credite client, care ar putea constitui un
răspuns adecvat, parteneriat public – privat pentru elemente dedicate evacuării
puterii).

alocații bugetare pentru susținerea extinderii și consolidării RET;
În cazul în care vor fi identificate la timp soluţii permise de cadrul de reglementare (ex.: finanţare
rambursabilă furnizată de utilizatorul RET, taxă de racordare extinsă pentru acoperirea lucrărilor
necesare pentru întărirea RET în amonte, alte soluţii), se va încerca devansarea unor proiecte.
Pagina | 128
SITUAŢIA FLUXURILOR DE TREZORERIE
[Mil RON]
EBITDA
Impozitul pe profit curent
Alte venituri/cheltuieli financiare
Modificari ale capitalului de lucru
Flux de numerar operational
Investiţii
Realizare sediu central
Vanzari spatii si terenuri
Lucrari de investitii in RET
Total investitii
Total
Perioada
2,351
(41)
11
340
2,661
2013
2014
2015
2016
2017
1-Jul-13
1-Jan-14
1-Jan-15
1-Jan-16
1-Jan-17
31-Dec-13
31-Dec-14
31-Dec-15
31-Dec-16
31-Dec-17
119
509
545
572
607
5
(10)
(12)
(12)
(12)
13
(2)
(1)
0
1
314
37
(15)
26
(23)
451
534
517
586
573
0
0
(262)
(262)
(29)
8
(495)
(515)
(29)
8
(523)
(544)
(29)
0
(575)
(603)
0
0
(622)
(622)
115
190
18
(27)
(17)
(49)
Finantat cu:
Imprumut bancar
Emisiune de obligatiuni
Total finantari
565
900
1,465
52
200
252
67
200
267
134
200
334
156
150
306
156
150
306
Fonduri disponibile pentru plata datoriei
bancare (CFADS)
1,580
442
285
307
289
257
Flux de numerar inainte de finantare
(86)
16
(2,477)
(2,546)
TABEL 31 STRUCTURA FINANŢĂRII
De altfel, se vor lua în considerare și surse de finanțare precum majorarea capitalului social prin
emisiune de acțiuni (limitată de necesitatea menținerii poziției majoritare a statului roman în
acționariatul Companiei în condițiile în care majorarea capitalului Companiei prin aporturi noi de
la acționari ar conduce la diluarea participației guvernului).
Viitoare emisiuni de acțiuni sunt limitate de necesitatea menținerii poziției majoritare a statului
român în acționariatul Companiei în condițiile în care majorarea capitalului Companiei prin
aporturi noi de la acționari ar conduce la diluarea participației guvernului. Procentul deținut de
statul român în capitalul Transelectrica este în prezent 58%, marja disponibilă pentru diluare
până la pachetul minim de control 51% putând fi exploatată printr-o majorare de capital de cca.
15%. Menționăm că această metodă de finanţare pe equity va prezenta interes dacă se va trece
pe termen mediu de la actuala formă de certificare pe model ISO la modelul de certificare
standard de OTS – OU (ownership unbundling).
Pagina | 129
INDICATORI
Datoria financiara neta
Datoria bancara
Sold obligatiuni
datoriei
datoriei
Capitaluri proprii
Mil RON
Mil RON
Mil RON
Mil RON
2012 20 2014 2015 2016 2017
13
B
1,153 ## 1,438 1,579 1,723 1,900
858 ##
862
989 1,116 1,287
1,153 ## 1,038
979
973 1,000
0 ##
400
600
750
900
%
100% ##
72%
62%
56%
53%
%
0% ##
28%
38%
44%
47%
Mil RON 2,431 ## 2,462 2,492 2,520 2,543
TABEL 32 INDICATORI BANCARI
Soluțiile de finanțare utilizate trebuie să mențină echilibrul între randamentele generate de
proiecte și costul finanțării acestora. Procesul investițional trebuie să aducă valoare adăugată
acționarilor Companiei, alegerea unor soluții de finanțare cu costuri superioare randamentelor
proiectelor conducând la erodarea valorii acționarilor.
Existența unui astfel de sistem are efecte benefice inclusiv din perspectiva percepției riscului de
credit, semnalizând piețelor financiare flexibilitatea Companiei în gestionarea fluxurilor de
numerar și, implicit, un nivel îmbunătățit de securitate a investiției pentru creditori (agenția de
rating de credit Moody’s Investors Service evaluează flexibilitatea planului de investiții ca factor
de rating).
Acțiuni

Pregătirea şi realizarea emisiunii inaugurale de obligațiuni în RON de 200 mil lei cu durata
de 5 ani până la sfârșitul anului curent, 2013;

Analiza opțiunilor pentru optimizarea mix-ului de finanțare (emiterea de obligațiuni și/sau
acțiuni/ listarea secundară pe o piață europeană);

Atragerea de fonduri europene, mai precis granturi accesate prin Programe Operaționale
Sectoriale și facilitate specială de finanțare a Proiectelor de Interes Comun la nivel
comunitar (PCI)
OS4.4. Creșterea plusvalorii pentru acţionari
Context
Indicatorul ales este “ Total Shareholders Return “, randamentul total pentru acţionari.
TSR se calculează după formula:
TSR = Δ Capitalizare + Σ Dividende
Pagina | 130
În care:

Δ Capitalizare este creşterea capitalizării bursiere cu referință valoarea capitalizării bursiere
din ultima zi de tranzacţionare pe BVB a lunii decembrie 2012;

Σ Dividende este suma dividendelor anuale plătite către acţionari pe durata mandatului
Consiliului de supraveghere.
Valoric Consiliul de Supraveghere își propune să realizeze o plusvaloare (TSR) pentru acţionari
de cel puțin 40% până la sfârșitul mandatului (2017).
Acțiuni

toate acțiunile evidențiate în planul de administrare prin care crește performanța
operaţională, crește BAR şi se îmbunătățesc indicatorii de profitabilitate
OS4.5. Îmbunătățirea ratingului
Context
Factori determinanți în evoluția ratingului sunt reprezentați de:

evoluția ratingului suveran al României,

potențiala deteriorare semnificativă a metricelor de credit Transelectrica (indicatori numerici
utilizați în analiza de credit).
Vulnerabilitățile principale identificate de Moody’s Investors Service la nivelul componentei de
bază a profilului de credit Transelectrica vizează mediul de reglementare și fundamentele de
credit:

mediul de reglementare:
o
mecanismul de stabilire a tarifelor – potențial de perfecționare a modului de
recuperare a costurilor operaționale și a costurilor asociate investițiilor,
o

consecvența și transparența actului de reglementare.
fundamentele de credit individuale ale Companiei:
o
expunerea ridicată a rezultatelor la evoluția cursului de schimb valutar,
o
solicitarea semnificativă a lichidităților Companiei în perspectiva demarării unui
program amplu de investiții (capacitatea Companiei de a genera lichidități din
activitățile de bază și de a accesa fonduri pe piața financiară devin elemente-cheie
de atenuare a acestui risc).
Pagina | 131
Obiective și criterii de performanță
În contextul în care ratingul Transelectrica este puternic legat de ratingul suveran al României,
Compania își propune să atingă nivelul maxim parţial faţă de minim ratingul suveran (rating de
investment grade), iar ca obiectiv intermediar un nivel sub ratingul suveran în primii doi ani de
mandat, păstrând atenția către îmbunătățirea indicatorilor de performanță financiară, stabilității
și predictibilității evoluției în timp a acestora și independenței surselor de finanțare.
Observaţie finală:
Indicatorii de performanță financiară se completează ca restricții asumate cu toti covenanții
angajați în acordurile de finanţare cu Instituțiile financiare internaționale (BIRD, BERD, BEI).
INDICATORI
Datoria financiara neta
Datoria bancara
Sold obligatiuni
datoriei
datoriei
Capitaluri proprii
Datoria financiara neta/EBITDA
Datoria financiara neta/ Capitaluri
proprii
EBITDA/Dobanda
DSCR
Mil RON
Mil RON
Mil RON
Mil RON
2012 20
2014 2015 2016 2017
13
B
1,153 ## 1,438 1,579 1,723 1,900
858 ##
862
989 1,116 1,287
1,153 ## 1,038
979
973 1,000
0 ##
400
600
750
900
%
100% ##
72%
62%
56%
53%
%
0% ##
28%
38%
44%
47%
Mil RON 2,431 ## 2,462 2,492 2,520 2,543
X
2.2 x ##
1.7 x
1.8 x
2.0 x
2.1 x
%
x
x
35.3% ## 35.0% 39.7% 44.3% 50.6%
12.65 x ## 36.7 x 17.1 x 10.0 x
9.3 x
N/A N/A 1.1 x
1.0 x
1.1 x
1.0 x
TABEL 33 INDICATORI BANCARI
Pagina | 132
Planul propriu de lucru al Consiliului de
Supraveghere şi al Comitetelor
Consultative
5.1. Planul propriu de lucru al Consiliului de Supraveghere
Atribuțiile legale ale CS sunt sintetic grupate pe următoarele trei direcții:

Supravegherea continuă a actului de conducere exercitat de Directorat;

Consilierea periodică în aspectele importante de natură strategică şi operaţională din
activitatea Directoratului;

Implicarea (avizarea sau aprobarea conform actului constitutiv) în toate deciziile de
importanță majoră pentru companie;
Planul propriu de lucru al CS în ansamblul său cuprinde:

Urmărirea execuției planului de administrare, a modului de îndeplinire a obiectivelor şi
criteriilor de performanță, urmărirea abaterilor şi stabilirea împreună cu Directoratul a
măsurilor corective necesare;

Aprobarea, cu respectarea prevederilor legale din OUG nr. 109/2011, a componenței
Directoratului cu mandat complet de 4 ani, pe baza propunerilor făcute de CNR;

Urmărirea elaborării de către Directorat a planului de management cu încadrare deplină
în strategia şi planul de administrare şi respectiv a OCP stabilite prin contractele de
mandat;

Analiza lunară a hotărârilor Directoratului din punct de vedere al legalității, necesității,
oportunității şi eficienței economice pentru companie;

Pregătirea şi susținerea rapoartelor periodice prevăzute de lege în faţa AGA;

Susținerea pregătirii ședințelor de AGOA şi AGEA cu încadrare în legislația specifică
companiilor listate la bursă;

Avizarea sau aprobarea după caz, conform prevederilor actului constitutiv, a materialelor
pregătite de companie şi avizate de Directorat care intră pe ordinea de zi a AGOA sau
AGEA;
Pagina | 133
Componenţa Consiliului de Supraveghere este:
Nr.
Nume şi
Instituţia de unde
crt.
prenume
provine
Educaţie/formare
Vârsta
Comitetele
consultative din care
face parte
1.
2.
Ion-Toni TEAU
Ovidiu-Petrişor
ARTOPOLESCU
45
Camera
Consultanţilor Fiscali
– Preşedinte,
Director General &
Administrator Lasselsberger
SA/Sanex SA
Doctor în economie,
auditor financiar,
consultant fiscal şi expert
contabil
Consultant pentru
strategia de business
a realizatorilor de
software şi a
integratorilor de
sistem
Universitatea Politehnica
Bucureşti - Inginer
(Automatizări şi
calculatoare)
57
ASE - Economist (finanţe
/contabilitate/credit)
3.
Radu BUGICĂ
Fondul de investiții
Sigmableyzer
Investment Group –
Director pentru
România
ASE – Economist
(finanţe, bănci, burse de
valori)
Politehnica Bucureşti –
Inginer (TCM)
48
4.
Ciprian-
Transelectrica –
Membru în Directorat
Doctor în energetică
Institutul Politehnic
Bucureşti – Inginer
(Energetică)
52
Consultant
independent pentru
dezvoltarea afacerilor
în sectorul energetic
Universitatea Politehnica
Bucureşti – Inginer
(Energetică)
55
SC Central European
Financial Services
SA – Partener şi
Administrator
Cambridge University Matematică (probabilitate
şi statistică)
University of London Matematică Financiară
29
Nextebank –
Preşedinte Executiv
ASE – Economist
(finanţe, bănci şi
contabilitate)
44
Gheorghe
DIACONU
5.
CarmenGeorgeta
NEAGU
6.
Andrei-Mihai
POGONARU
7.
Dănuţ-Leonard
SANDU
 Comitetul de audit
(preşedinte)
 Comitetul de
nominalizare şi
remunerare
 Comitetul financiar şi
de dezvoltare
 Comitetul de
nominalizare şi
remunerare
 Comitetul de
securitate energetică
de dezvoltare
(preşedinte)
 Comitetul de
 Comitetul de
(preşedinte)
 Comitetul pentru
relaţia cu autorităţile
de reglementare şi de
strategie (preşedinte)
de dezvoltare
 Comitetul de
strategie
 Comitetul de
nominalizare şi
remunerare
de dezvoltare
 Comitetul de
nominalizare şi
remunerare
(preşedinte)
strategie
TABEL 34 COMPONENȚA CONSILIULUI DE SUPRAVEGHERE
Pagina | 134
5.1.2. Planul propriu de lucru al comitetului de nominalizare şi
remunerare
Obiectiv
Asistarea Consiliului de Supraveghere al CNTEE Transelectrica SA în îndeplinirea
responsabilităţilor proprii de actiune şi supraveghere în procesul de nominalizare (recrutare
şi selecție) a conducerii executive a companiei (cel puțin Directorat şi directori).
Comitetul de nominalizare şi recrutare este însărcinat cu desfăşurarea activităților specifice
de HR, precum şi de analize, verificări şi investigaţii şi cu elaborarea de recomandări,
înaintând Consiliului de Supraveghere în mod regulat rapoarte asupra activităţii sale.
Comitetul consultativ de nominalizare îndeplineşte atribuţiile prevăzute de Legea nr. 31/1990
a societăților comerciale pentru companiile conduse în sistem dualist şi de actul constitutiv al
Companiei.
Componenţa
Comitetul de nominalizare şi remunerare cuprinde patru membri ai Consiliului de
Supraveghere, care sunt administratori neexecutivi. Membrii actuali ai comitetului sunt:
1. Ion-Toni TEAU;
2. Ovidiu-Petrişor ARTOPOLESCU;
3. Andrei-Mihai POGONARU;
4. Dănuţ-Leonard SANDU.
Întrunirile
Comitetul se va întruni cel puţin de patru ori pe an, cu autoritatea de a putea convoca
întruniri suplimentare, în funcţie de circumstanţe. Toţi membrii Comitetului trebuie să
participe la fiecare întrunire, în persoană sau prin conferinţe telefonice sau video. Comitetul
va invita președintele Directoratului (căruia potrivit legii i se poate conferi şi calitatea de
membru) alți membri ai conducerii, alti conducători după caz.
Plan de lucru:

Propunerea de nominalizare a membrilor Directoratului pe baza interviurilor din lista
scurtă prezentată de firma de consultanță HR (conform prevederilor legale din OUG nr.
109/2011);

Pregătirea şi negocierea contractelor de mandat, inclusiv a alegerii şi setării KPI pentru
membrii aleși ai Directoratului;
Pagina | 135

Analiza nivelului 2 de conducere în companie: directorii companiei conform organigramei
aprobate pe baza fișei de post, raportului propriu de activitate şi nota de evaluare a
Directoratului;

Pentru directorii cu evaluare negativă se va propune CS inițierea şi execuția unui proces
specific de recrutare şi selecție prin care vor fi nominalizați noi directori, aprobarea
urmând a fi dată de plenul CS (NB: de stabilit periodicitatea: anual ...);

Analiza planurilor de succesiune pregătite de departamentul de HR şi avizate de
Directorat;

Analiza anuală a performanțelor specificate prin contractele de mandat fiecărui membru
al Directoratului;

Consilierea compartimentelor de specialitate ale companiei în elaborarea noului sistem
de salarizare bazat pe performanță;

Urmărirea şi consilierea Directoratului şi compartimentelor implicate în realizarea
obiectivelor strategice din perspectiva învățării şi creşterii.
Responsabilităţi de Raportare
Va raporta periodic către Consiliul de Supraveghere despre activităţile Comitetului, aspecte
şi recomandări asociate.
5.1.3. Planul propriu de lucru al comitetului de audit
Obiectiv
Asistarea Consiliului de Supraveghere al CNTEE Transelectrica SA în îndeplinirea
responsabilităţilor proprii de supraveghere pentru procesul de raportare financiară, raportare
de management, sistemul controlului intern, procesul de audit, şi procesul organizaţional de
monitorizare a conformităţii cu legile, regulamentele şi codul de conduită.
Comitetul de audit este însărcinat cu desfăşurarea de analize, verificari şi investigaţii şi cu
elaborarea de recomandări, înaintând Consiliului de Supraveghere în mod regulat rapoarte
asupra activităţii sale, pentru:

asigurarea unui standard ridicat de calitate a misiunilor încredințate;

susținerea certitudinii în privința obiectivității activității consiliului;

posibilitatea aplanării imediate a conflictelor de interese.
De asemenea, comitetul de audit, fără a se suprapune activității auditorilor Companiei, este
însărcinat cu analiza caracterului legal şi a eficienței activității de auditare.
Comitetul consultativ de audit îndeplineşte atribuţiile prevăzute la art. 47 din Ordonanţa de
Urgenţă a Guvernului nr. 90/2008, aprobată cu modificări prin Legea nr. 278/2008, cu
modificările şi completările ulterioare.
Pagina | 136
Autoritate
Comitetul de audit denumit în continuare „Comitetul”, deţine autoritatea de a conduce sau
autoriza activități de control, verificare şi investigaţii referitoare la orice aspect circumscris
orizontului său de responsabilitate. El este împuternicit să:



solicite consilierilor externi, auditorilor externi sau interni, specialiștilor sau altor
persoane sfaturi sau asistenţă pentru conducerea unei activități de control, verificare şi
investigaţie;
solicite orice informaţii îi sunt necesare de la angajaţi, sau de la terţe părţi implicate;
să organizeze întâlniri cu managerii din companie, auditorii interni şi externi sau
consilierii externi ai acestora, în funcţie de situaţie.
Componenţa
Comitetul de audit va cuprinde cel puțin trei membri ai Consiliului de Supraveghere, care
sunt administratori neexecutivi. Cel puţin un membru al comitetului consultativ de audit
trebuie să dețină experiență în aplicarea principiilor contabile sau în audit financiar. Membrii
actuali ai comitetului sunt:
1. Ion-Toni TEAU;
2. Radu BUGICĂ;
3. Andrei-Mihai POGONARU.
Întrunirile
va invita membri ai conducerii, conducătorii subdepartamentelor/departamentelor de audit
intern, control intern şi raportare financiară, auditori sau alte persoane pentru a participa la
întâlniri şi pentru a furniza informaţii pertinente, dacă este necesar. El va convoca întâlniri
private cu auditorii şi sesiuni executive. Agendele întâlnirilor vor fi pregătite şi oferite anterior
membrilor, împreună cu materialele informative corespunzătoare. Va fi pregătit şi rezumatul
întâlnirilor.
Atribuţii, Competenţe, Responsabilităţi

Fără a aduce atingere responsabilităţii membrilor organelor de supraveghere sau de
conducere ori a altor membri care sunt numiţi de adunarea generală a acţionarilor din
cadrul CNTEE Transelectrica SA, comitetul de audit are, printre altele, următoarele
atribuţii:

Monitorizează eficacitatea sistemelor de control intern, de audit intern şi de management
al riscurilor din cadrul Companiei;
Pagina | 137

Verifică şi monitorizează independenţa firmei de audit, şi în special prestarea de servicii
suplimentare Companiei în domeniul auditului;

Verifică, împreună cu conducerea şi conducătorul compartimentului de audit intern carta,
planurile, programul, activităţile, personalul şi structura organizaţională a funcţiunii de
audit intern;

Se asigură că nu există restricţii nejustificate sau limitări şi va verifica şi participa la
numirea, înlocuirea sau eliberarea din funcţie a conducătorului compartimentului de audit
intern;

Verifică eficienţa funcţiunii de audit intern, inclusiv conformitatea cu reglementările
aplicabile;

Pe o bază periodică, se va întruni separat cu conducătorul compartimentului de audit
intern
pentru
a
discuta
orice
aspect
pe
care
Comitetul
sau
conducătorul
compartimentului de audit intern consideră că trebuie să îl abordeze separat;

Verifică amploarea şi abordarea propusă a auditorilor statutari externi, inclusiv
coordonarea eforturilor de audit statutar extern cu auditul intern;

Verifică performanţa auditorilor interni şi va exercita aprobarea finală a numirii sau
eliberării din funcţie a acestora;

Verifică eficienţa sistemului pentru monitorizarea conformităţii cu legile şi regulamentele
şi a rezultatelor investigaţiilor conducerii asupra oricăror situaţii de nerespectare a
prevederilor;

Verifică procesul comunicării codului de conduită către personalul companiei şi cel al
monitorizării conformităţii cu acesta;

Elaborează recomandări pentru Consiliul de Supraveghere referitoare la auditul intern,
controlul intern şi raportarea financiară, precum şi în ceea ce privește celelalte domenii
economico-financiare;

Monitorizează procesul de raportare financiară şi de management, precum şi planul
financiar al companiei;

Monitorizează procesul de elaborare a situaţiilor financiare anuale şi al situaţiilor
financiare anuale consolidate;

Monitorizează auditul statutar al situaţiilor financiare anuale individuale şi al situaţiilor
financiare anuale consolidate;

Analizează aspectele semnificative care rezultă din rapoartele de audit semnalate de
firma de audit, în special cu privire la deficienţe ale controlului intern în ceea ce priveşte
procesul de raportare financiară;

Obţine informări periodice de la conducere şi de la compartimentul juridic al companiei
privind aspecte legate de conformitate; Face recomandarea către Consiliul de
Pagina | 138
Supraveghere privind selectarea auditorului statutar sau a firmei de audit în vederea
fundamentării propunerii de numire către Adunarea generală a acţionarilor.

Va raporta periodic către Consiliul de Supraveghere despre activităţile Comitetului,
aspecte şi recomandări asociate.

Va furniza un canal de comunicaţie între auditul intern, auditorii externi şi Consiliul de
Supraveghere.

Va raporta anual către acţionari, descriind componenţa Comitetului, responsabilităţile
acestuia şi cum au fost ele îndeplinite şi alte informaţii pretinse prin lege.

Va verifica orice alte rapoarte pe care le emite compania care sunt legate de
responsabilităţile Comitetului.

Analizele, verificările, investigațiile şi recomandările se vor constitui în rapoarte scrise
trimestriale ce vor fi prezentate Consiliului de Supraveghere.
Alte responsabilităţi ale Comitetului de audit

Va realiza alte activităţi legate de domeniul său de activitate, conform solicitării
Consiliului de Supraveghere;

Va institui, desfășura şi supraveghea analize, verificări, examinari şi investigaţii speciale,
în funcţie de necesităţi;

Va verifica şi evalua anual actualizarea şi adecvarea cartei Comitetului, solicitând
aprobarea Consiliului de Supraveghere pentru schimbările propuse;

Va confirma anual faptul că responsabilităţile sale, menționate în această cartă, au fost
îndeplinite.

Va evalua performanţele Comitetului şi membrilor individuali în mod periodic;

Va informa Consiliul de Supraveghere și/sau Comitetul Director cu privire la neregulile
constatate referitor la funcționalitatea subdepartamentelor/departamentelor de audit
intern, control intern şi raportare financiară şi cu privire la activitatea profesională a
conducătorilor şi membrilor respectivelor funcțiuni şi va face propuneri către Consiliul de
Supraveghere și/sau Comitetul Director de redresare şi îmbunătățire a activității
acestora.
5.1.4. Planul propriu de lucru al comitetului financiar şi de
dezvoltare
Obiectiv
Asistarea Consiliului de Supraveghere al CNTEE Transelectrica SA şi prin CS consilierea
Directoratului în îndeplinirea responsabilităţilor proprii de acțiune şi supraveghere pe linie
financiară şi de dezvoltare (investiţii).
Pagina | 139
Comitetul financiar şi de dezvoltare este însărcinat cu desfăşurarea activităților specifice de
natură financiară precum şi de analize, verificări şi investigaţii şi cu elaborarea de
recomandări, înaintând Consiliului de Supraveghere în mod regulat rapoarte asupra
activităţii sale.
Componenţa
Comitetul financiar şi de dezvoltare va cuprinde cel puțin trei membri ai Consiliului de
1. Ion-Toni TEAU;
2. Radu BUGICĂ;
3. Andrei-Mihai POGONARU.
Întrunirile
va invita membrii Directoratului, alți membri ai conducerii în funcție de temele abordate.
Plan de lucru

Consilierea CS, Directoratului şi a compartimentelor de specialitate pe bază de analize
proprii în alegerea celei mai potrivite structuri de finanţare OPEX şi CAPEX;

Consilierea CS, Directoratului şi a compartimentelor de specialitate în toate fazele
necesare realizării primei emisiuni de obligațiuni a companiei;

Idem în următoarele emisiuni de obligațiuni;

Idem în domeniul metodologiilor şi analizelor cost – beneficiu pe cele mai importante
proiecte ale companiei;
5.1.5. Planul propriu de lucru al comitetului de securitate energetica
Obiectiv
Asistarea Consiliului de Supraveghere al CNTEE Transelectrica SA şi prin CS consilierea
Directoratului în îndeplinirea responsabilităţilor proprii de actiune şi supraveghere pe linie de
securitate energetica.
Comitetul de securitate energetica este însărcinat cu desfăşurarea activităților specifice,
preponderent de natură tehnică, precum şi de analize, verificări şi investigaţii şi cu
Pagina | 140
elaborarea de recomandări, înaintând Consiliului de Supraveghere în mod regulat rapoarte
asupra activităţii sale.
Componenţa
Comitetul de securitate energetică va cuprinde cel puțin trei membri ai Consiliului de
1. Ovidiu-Petrişor ARTOPOLESCU;
2. Radu BUGICĂ;
3. Ciprian-Gheorghe DIACONU.
Întrunirile
Plan de lucru

Monitorizarea şi consilierea CS, Directoratului şi compartimentelor de specialitate ale
companiei în implementarea Strategiei de Administrare şi a Planului de Management în
domeniul obiectivelor strategice pe linie de:

Operatorul de sistem şi securitatea energetică pe ansamblul SEN

Securitatea energetică la nivel RET

Securitatea energetică şi protecția infrastructurilor critice

Implicarea sub mandat al CS alături de Directorat în dialogul cu autoritățile
(Departamentul pentru Energie, Comisiile de specialitate din Parlament) pe linie de
securitate energetică.
5.1.6. Planul specific de lucru al comitetului pentru relația cu
autoritățile de reglementare şi de strategie.
Obiectiv
Asistarea Consiliului de Supraveghere al CNTEE Transelectrica SA şi prin CS consilierea şi
monitorizarea Directoratului în îndeplinirea responsabilităţilor proprii de acțiune şi
supraveghere pe linie de relații cu ANRE şi pe linie de strategie.
Pagina | 141
Comitetul pentru relația cu autoritățile de reglementare şi de strategie este însărcinat cu
desfăşurarea activității specifice pe linie de reglementare (cruciale pentru companie care
este un monopol natural în calitate de OTS) precum şi de analize, verificări şi investigaţii şi
cu elaborarea de recomandări, înaintând Consiliului de Supraveghere în mod regulat
rapoarte asupra activităţii sale.
Componenţa
Comitetul pentru relația cu autoritățile de reglementare şi de strategie va cuprinde cel puțin
trei membri ai Consiliului de Supraveghere, care sunt administratori neexecutivi. Membrii
actuali ai comitetului sunt:
1. Radu BUGICĂ;
2. Ciprian-Gheorghe DIACONU;
3. Dănuţ-Leonard SANDU.
Întrunirile
Plan de lucru

Cu termen imediat (09.2013 – 06.2014):
o
Susținerea Companiei în negocierile cu ANRE privind tarifele pentru a 3-a
perioadă de reglementare, inclusiv a aprobării planului de dezvoltare pe 10 ani şi
a programului de investiţii cu PIF pentru perioada 2014 – 2017


Cu termen mediu:
o
Reactualizarea Planului de Administrare şi a proiecțiilor financiare aferente
o
Consilierea Directoratului în reactualizarea Planului de management
Alte direcții de acțiune:
o
Monitorizarea evoluțiilor în plan european privind strategiile şi politicile
energetice, inclusiv a legislației aferente.
o
Monitorizarea modului de realizare a market – coupling-ului la nivel european
până la termenul prevazut (2014) şi sarcini pentru perioada următoare cu accent
pe zonele CEE şi SEE;
Pagina | 142
Pagina | 143
Criterii și obiective de performanță
specifice mandatului 2013-2017
În vederea implementării principiilor de guvernanță corporativă în baza prevederilor OUG nr.
109/2011 și pentru introducerea modelului de remunerare a membrilor Directoratului și
Consiliului de Supraveghere cu o componentă variabilă semnificativă, pe bază de criterii și
obiective de performanță, Consiliul de Supraveghere a selectat următoarele criterii și
obiective de performanță pentru perioada 2014-2017.
Criterii şi obiective de performanță
Obiectiv mandat
Criterii și obiective de performanță trimestriale
Disponibilitatea RET
Planul de mentenanță (valori în milioane lei)
Politica dezvoltare resurse umane
2014
2015
2016
2017
99,98%
99,98%
99,98%
99,98%
158
168
178
183
Implementarea unui plan de succesiune,
retenție și dezvoltare profesională a
personalului
Implementare MBO și monitorizare execuție buget Implementarea unor proceduri de
filiale
raportare și monitorizare execuție
bugetară și asigurarea transparenței
OUG nr. 34/2006
Criterii și obiective de performanță anuale
2014
2015
2016
2017
Timpul mediu de întrerupere (valori în minute)
3,0
2,9
2,8
2,7
EBITDA (valori în milioane lei)
509
545
572
607
Planul de investiții in RET (valori în milioane lei)
495
523
575
622
Productivitatea muncii (valori în mii lei)
242
272
301
337
Criterii și obiective de performanță multi
anuale
2014
2015
2016
2017
Rentabilitatea totală pentru acţionari (TSR =
creşterea capitalului de piaţă + suma dividendelor
plătite pe durata mandatului)
20,10%
29,77%
39,98%
50,73%
3,86%
4,41%
4,46%
4,38%
Rentabilitatea BAR
Obţinerea certificării OTS și menţinerea
criteriilor de certificare
Certificare OTS
Optimizarea mixului de finanțare
obligațiuni în total capital atras).
(pondere
10,26%
14,74%
17,68%
20,26%
Pagina | 144
Strategia de administrare a Consiliului de supraveghere este fundamentată pe stabilirea unui
set de criterii și obiective de performanță pentru Directorat și introducerea mecanismului de
conducere pe bază de obiective și remunerare cu componentă variabilă în funcție de
performanța realizată. Cascadarea principiilor de guvernanță corporativă, enunțate în OUG
nr. 109/2011, în toată populația cu funcții de conducere, la toate nivelurile ierarhice din
Companie, reprezintă unul din principiile fundamentale pentru asigurarea alinierii de interese
între acționari, conducere și angajați. Cu ponderi diferite de variabilitate, în funcție de
complexitatea muncii și nivel de răspundere, aceleași criterii și obiective de performanță vor
determina nivelul remunerației efective ale tuturor angajaților Companiei.
Consiliul de Supraveghere, prin activitatea Comitetului de nominalizare și remunerare se va
asigura ca Directoratul va implementa un pachet de politici de resurse umană, până la finele
anului 2013, care va viza:

Un plan de succesiune asociat unui program de atragere, dezvoltare și retenție de
personal calificat pentru a asigura succesul Companiei pe termen lung;

Evaluarea personalului existent, atât din perspectiva nivelului de calificare și adecvanța
pentru rolurile îndeplinite, cât și din perspectiva încărcării și volumului de muncă depus;

Implementarea unui sistem de remunerare cu componentă variabilă în funcție de
rezultatele obținute și importanța și contribuția fiecărui rol la atingerea obiectivelor
companiei.
Remunerația Directoratului și a întregului corp de personal angajat cu funcții de conducere
se va baza pe competenţe variabile semnificative, pe baza unor criterii și obiective de
performanță care vor viza atât obținerea de rezultate imediate, cât și asigurarea unui nivel
de performanță pe termen lung.
Ulterior, aceste principii vor fi aplicate cu consecvență pe toată durata mandatului Consiliului
de supraveghere, iar Comitetul de nominalizare și remunerare va controla îndeplinirea
criteriilor și obiectivelor de performanță trimestriale, anuale și multianuale (de mandat).
Comitetul de nominalizare și remunerare va verifica acuratețea îndeplinirii criteriilor și
obiectivelor de performanță stabilite, va monitoriza determinarea nivelului corect de
remunerare a Directoratului și funcțiilor de conducere și, după caz, va modifica criteriile și
obiectivele de performanță în funcție de necesități.
Pagina | 145
Riscuri și constrângeri
Activităţile Companiei sunt sensibile la condiţiile economice generale, care pot influenţa
cantitatea de energie electrică transportată şi implicit veniturile şi rezultatele operaţionale. În
plus, cererea pentru energie electrică şi preţul acesteia depind de o varietate de factori
asupra cărora Compania nu are control, printre care:

evoluţii economice şi politice la nivel național şi regional;

cererea consumatorilor din industrie;

condiţiile climatice;

legile şi reglementările existente.
Riscul politic şi legislativ: în ceea ce priveşte întârzieri în actualizarea şi aprobarea în
Guvern a strategiei energetice naţionale; aplicarea cu întârziere a cadrului legislativ
european atât ca transpunere în legislaţia naţională cât şi ca implementare (vezi procesul de
certificare), ceea ce poate conduce la infringement.
Riscul de reglementare: alături de riscul politic și legislativ, are o dimensiune structurală
(flexibilitatea redusă a mecanismului de stabilire a tarifului de transport în recuperarea
integrală și promptă a costurilor) și o dimensiune a rulării deficitare a mecanismului de
tarifare, ambele componente contribuind la lipsa de predictibilitate a rezultatelor financiare
ale Companiei. Rigiditatea/limitele mecanismului de tarifare conduc la:

recuperare dificilă/întârziată a costurilor (costuri curente: inflația reala > inflația
prognozată inclusă în tarif, investiții necesare realizate neincluse în planul inițial aprobat
pentru o perioadă de reglementare);

nivel nesustenabil al CPT recunoscut în tarif;

posibilitatea apariției “costurilor îngropate” (nerecuperarea integrală a capitalului investit
în anumite proiecte inițial aprobate de ANRE dar ulterior reevaluate de autoritate ca fiind
nejustificate și excluse din BAR);

lipsa posibilității de ajustare a costului capitalului în interiorul unei perioade de
reglementare de 5 ani în funcție de evoluția piețelor financiare;

nerecuperarea costurilor capitalului în perioada cuprinsă între angajarea capitalului și
recunoașterea în BAR a activului rezultat;

posibilități limitate ale mecanismului actual de compensare prin tarif a efectului indus la
nivelul venitului reglementat de posibile contracții semnificative ale cantității de energie
tarifabilă (alocarea venitului reglementat exclusiv pe energie, comparativ cu repartizarea
pe energie și putere).
Pagina | 146
Strategia de administrare a Consiliului de supraveghere, prin activitatea Comitetului pentru
relația cu autoritățile de reglementare și de strategie, are în vedere promovarea unui rol proactiv în dezvoltarea cadrului legislativ și de reglementare. Un dialog transparent, structurat și
susținut cu toate autoritățile relevante are menirea de a dezvolta o dimensiune strategică,
atât asupra necesității recunoașterii în tarife a cheltuielilor și eforturilor investiționale, cât și
asupra asigurării trasabilității dintre sursele de finanțare și utilizarea lor.
Riscul deteriorării ratingului de credit al Companiei: reflectă un complex de factori, cu
potențial efect asupra creşterii costurilor de finanţare pe piaţa de credit, ceea ce poate afecta
semnificativ Compania având în vedere volumul substanţial de capital necesar a fi atras
pentru finanțarea planului de investiţii aferent următorilor ani. Pe de altă parte, ratingul
Companiei este puternic dependent de ratingul suveran al României.
Strategia de administrare a Consiliului de supraveghere, prin activitatea Comitetului financiar
și de dezvoltare, are în vedere stabilizarea perspectivei ratingului Companiei, prin
diversificarea surselor de finanțare, îmbunătăţirea lichidităţii şi a vizibilităţii surselor de
finanţare pe termen scurt şi mediu şi implementarea unor soluţii de protecţie împotriva
riscului valutar. Consiliul de Supraveghere urmărește asigurarea independenței și suficienței
surselor de finanțare în vederea accelerării planului de investiții în modernizarea și
retehnologizarea RET, atât din perspectiva asigurării siguranței în funcționare a SEN, cât și
pentru reducerea costurilor de exploatare și îmbunătățirea performanței financiare a
Companiei.
Riscul de volum (cantitate de energie tarifabilă): Potențiale contracții neprevăzute ale
cantității de energie vehiculate în SEN de la un an la următorul, chiar dacă sunt ajustate
ulterior (anul n+1), produc perturbații în mod direct la nivelul veniturilor obținute din tarifele
reglementate dat fiind că în conformitate cu cadrul de tarifare actual veniturile reglementate
stabilite ex-ante se repartizează în integralitate pe energie, pe cantități estimate.
Acest risc a fost resimțit în perioada anterioară de reglementare (2008-2012), începând cu
anul 2009 care a fost marcat de efectele negative ale crizei financiare la nivelul economiei
reale, recesiunea economică afectând consumul de energie electrică. Pentru următoarea
perioadă de reglementare, Consiliul de Supraveghere pornește de la premiza continuării
tendinței descrescătoare a consumului intern de energie cu 4.0% pa, un nivel comparabil cu
cel înregistrat în perioada anterioară.
Pagina | 147
FIGURA 15 VENITURI DIN TRANSPORT, PROIECȚIE ANRE 2008-2012 VS. ISTORIC
Strategia de administrare a Consiliului de supraveghere, prin activitatea Comitetului financiar
și de dezvoltare, are în vedere accelerarea investițiilor în creșterea capacității de
interconexiune cu țările vecine, atât din perspectiva asigurării siguranței SEN, cât și pentru
facilitarea exporturilor de energie electrică.
Riscul de contrapartidă: reprezintă riscul de neîncasare a contravalorii serviciilor prestate
pe piaţa de energie electrică. Pentru piaţa centralizată pentru alocarea capacităţilor de
interconexiune, riscul a fost tratat prin încheierea Acordurilor privind alocarea capacităţilor cu
operatorii de transport şi sistem din ţările vecine şi se lucrează la interconectarea pieţelor cu
Ungaria, Cehia, Slovacia şi Polonia. Pentru gestionarea schimburilor neplanificate cu
sistemele vecine, care constituie un alt element de risc, s-a propus trecerea la piaţa
regională intra-day.
Metodele de tratare sunt specifice pieţelor: prin mărirea nivelului garanţiilor pentru Piața de
echilibrare, prin crearea unui sistem de garanţii reale pentru contractele de transport prin
aplicarea prevederilor Legii Energiei nr. 123/2012. Strategia de administrare a Consiliului de
supraveghere, prin activitatea Comitetului financiar și de dezvoltare, are în vedere sprijinirea
Directoratului în demersurile sale de securizare a creanțelor comerciale prin instituirea unui
sistem adecvat de garanții și pentru diminuarea eforturilor de finanțare excesive în
administrarea schemei de sprijin a producției de energie electrică prin cogenerarea de înaltă
eficiență.
Riscul fluctuațiilor dobândă de finanțare și de curs valutar: Compania poate fi expusă
fluctuaţiilor cursului de schimb valutar prin numerar şi echivalente de numerar, împrumuturi
pe termen lung sau datorii comerciale exprimate în valută. Monedele care expun Compania
Pagina | 148
la aceste riscuri sunt, în principal, EUR, USD şi JPY. Împrumuturile în valută sunt ulterior
exprimate în lei, la cursul de schimb de la data bilanţului, comunicat de BNR.
În principal datorită împrumuturilor pe termen lung în valută, contractate de la bănci
finanţatoare externe pentru finanţarea investiţiilor, riscul de creştere a ratei dobânzii;
majoritatea împrumuturilor atrase pentru finanţarea investiţiilor sunt purtătoare de dobândă
variabilă conectată la indici internaţionali; creşterea dobânzilor pe pieţele interbancare
internaţionale determină majorarea costului de finanţare, cu implicaţii la nivelul rezultatelor.
riscul datorat fluctuaţiilor cursului de schimb, deoarece împrumuturile în valută sunt
exprimate în lei, la cursul de schimb comunicat de BNR pentru sfârşitul perioadei de
raportare; chiar dacă diferenţele rezultate nu afectează fluxul de numerar până în momentul
lichidării datoriei, acestea sunt incluse în contul de profit şi pierdere şi au impact asupra
acestuia.
Compania nu a încheiat până în prezent contracte de hedging în ceea ce priveşte obligaţiile
în monedă străină sau expunerea faţă de riscul de rată a dobânzii. Strategia de administrare
a Consiliului de supraveghere, prin activitatea Comitetului financiar și de dezvoltare, are în
vedere diversificarea mixului de surse de finanţare prin emiterea unei serii de obligațiuni
corporative în lei, listate la Bursa de Valori Bucuresti, cu maturitate de până la 10 ani și cu
dobândă fixă. Mixul de finanțare avut în vedere este conservator, astfel încât datoria
purtătoare de dobândă (credite comerciale și obligațiuni corporative) să nu depășească 45%
din totalul capitalurilor atrase (datorii și capitaluri proprii), iar nivelul finanțării prin obligațiuni
să fie comparabil cu cel al datoriei comerciale. Scopul strategiei de optimizare a structurii de
capital a Companiei este acela de a reduce costurile totale cu finanțările (costul cu dobânzile
și costurile realizate și nerealizate cu diferențele de curs valutar), de a îmbunătăți lichiditățile
firmei și de a contribui la îmbunătățirea performanței financiare a Companiei.
Pagina | 149
Acronime și Abrevieri
ACER
Agenția pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul
Energiei
AGA
Adunarea Generală a Acționarilor Societății
AGC
Platformă pentru Dispecerizare
AGEA
Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor Societății
AGOA
Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor Societății
AIT sau
TMI
Timp Mediu de Întrerupere
ANRE
Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei Electrice
ATC
Capacității disponibile pentru transferul transfrontalier
BAR
Baza de Active Reglementată
BEI
Banca Europeană de Investiții
BERD
Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare
BIRD
Banca Internațională pentru Reconstrucție și Dezvoltare
BNR
Banca Națională a României
BSC
Metodologia perspectivelor echilibrate (Balanced Scorecard)
BVB
Bursa de Valori București, operatorul pieței reglementate pe care sunt
tranzacționate Acțiunile
BVC
Bugetul de Venituri şi Cheltuieli
CAGR
Rata anuală compusă de creștere
CAPEX
Cheltuieli pentru investiții
CCM
Contractul colectiv de muncă încheiat la nivelul Societății
CEE
Comunitatea Economică Europeană
CIGRE
Consiliul Internaţional al Marilor Reţele Electrice
CNP
Comisia Naţională de Prognoză
CNR
Comitetul de Nominalizare şi Remunerare
COSMOS
Algoritm recunoscut de ACER ca punct de plecare pentru viitorul model al
Pieței Unice Europene de Energie Electrică
CPT
Consum Propriu Tehnologic
CS
Consiliul de Supraveghere
CSR
Politica Responsabilităţii Sociale Corporative
DEN
Dispecerul Energetic Naţional
DET
Dispecer Energetic Teritorial
DpE
Departamentul pentru Energie
DSCR
Rata de acoperire a serviciului datoriei
Pagina | 150
EBIT
Profit operațional înainte de dobânzi și impozit pe profit
EBITDA
Profit operațional înainte de dobânzi, impozit pe profit și amortizare
EBT
Profit operațional înainte de impozitul pe profit
EMSSCADA
Principala infrastructură pentru dispecerizare (Energy Management System –
Supervisory Collection And Data Acquisition)
ENTSO-E
Rețeaua Europeană a Operatorilor de Transport și de Sistem pentru Energie
Electrică
ERP
Sistem de operare (Enterprise Resource Planning)
ESOP
Opţiune de cumpărare a acţiunilor de către angajaţi
EUR sau
euro sau €
Moneda oficială a statelor membre ale Uniunii Europene care au adoptat-o ca
moneda oficială în conformitate cu legislaţia Uniunii Europene
Euribor,
Libor,
Robor
Ratele dobânzilor interbancare
Formenerg
Societatea Comercială de Formare a Energeticienilor din România
FORMENERG SA
FP
S.C. Fondul Proprietatea S.A.
Grup
Societatea și filialele sale
HG
627/2000
Hotărârea Guvernului nr. 627/2000 privind reorganizarea Companiei
Naționale de Electricitate - S.A., publicată în Monitorul Oficial nr. 357 din data
de 31 iulie 2000
HG
Hotărâre a Guvernului
IcemenergService
Societatea Comercială Filiala “ICEMENERG-SERVICE” București, Filială a
Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA
Icemenerg
Filiala Institutul de Cercetări și Modernizări Energetice-ICEMENERG SA
IFRS
Standardele Internaționale de Raportare Financiară
INSSE
Institutul Naţional de Statistică
ISO
Operator de Sistem Independent
ITC sau
IT&C
Tehnologia Informaţiei & Calculatoare
JPY
Yenul japonez, moneda oficiala a Japoniei
KPI
Indicatori cheie de performanţă
LEA
Linii electrice aeriene
Legea
Energiei
Electrice
Legea nr. 13/2007 a energiei electrice, publicată în Monitorul Oficial nr. 51 din
23.01.2007, cu modificările și completările ulterioare
Leu sau Lei
sau RON
Moneda oficiala a Romaniei
LST
Tehnologii de Lucru sub Tensiune
ME sau
MECMA
Ministerul Economiei, Comerțului și Mediului de Afaceri
MFP
Ministerul Finanţelor Publice
MIS
Sistem Informatizat de Management
Pagina | 151
MSOP
Opţiune de cumpărare a acţiunilor de către management
OD
Operatorul de Distribuție
OG
Ordonanță a Guvernului
OPCOM
Operatorul Pieței de Energie Electrică din România OPCOM SA
OPEX
Cheltuieli pentru operaţiuni
OPSPI
Oficiul Participațiilor Statului și Privatizării în Industrie
OS
Obiectiv Strategic
OTS
Operatorul de transport și de sistem
OUG
Ordonanță de Urgenţă a Guvernului
pa
Per anum
PAM
Piața cu Amănuntul de Energie Electrică
PAN
Piața Angro de Energie Electrică
PCCB
Piața Centralizată a Contractelor Bilaterale
PCR
Gruparea pe regiuni in funcţie de preţ (Price Coupling of Regions) agreată
pentru viitorul model al Pieței Unice Europene de Energie Electrică
PE
Piața de Echilibrare
PIB
Produsul Intern Brut
PIF
Punere în Funcţiune
PPP
Parteneriat Public-Privat
PXs
Burse de energie
PZU
Piața pentru Ziua Următoare
QMSSM,
PRAM
Evaluatori de riscuri
RAS
Standardele Românești de Contabilitate
RED
Rețeaua Electrică de Distribuție, cu tensiunea de linie nominală până la 110
kV inclusiv.
RK
Reparaţii capitale
RET
Rețeaua Electrică de Transport, rețea electrică de interes național și strategic
cu tensiunea de linie nominală mai mare de 110 kV
ROA
Rentabilitatea activelor.
SEE
Spațiul Economic European
SEN
Sistemul Electroenergetic Național
SMART
Societatea Comercială pentru Servicii de Mentenanță a Rețelei Electrice de
Transport SMART SA
SRAC
Organismul de certificare ISO
SWOT
Analiza oportunităţilor, ameninţărilor, părţilor puternice şi a părţilor slabe ale
unei companii
TEL
Indicator bursier pentru Transelectrica
Teletrans
Societatea Comercială pentru Servicii de Telecomunicații și Tehnologia
Informației în Rețele Electrice de Transport TELETRANS SA
Pagina | 152
TSR
Rentabilitatea totală pentru acţionari; creşterea capitalului de piaţă + suma
dividendelor plătite pe durata mandatului
TYNDP
Planul de zece ani de dezvoltare a reţelei ENTSO-E
UE
Uniunea Europeană
USAID
Agentia Internaţională de Ajutorare a Statelor Unite
USD sau
dolari US
Dolarul american, moneda oficiala a Statelor Unite ale Americii
WACC
Media ponderată a costurilor de capital
Zi
Lucratoare
Orice zi în care atât piaţa romanească interbancară cat si sistemele de
tranzactionare si compensare decontare ale Bursei de Valori
Bucuresti/Depozitarului Central sunt deschise pentru desfăsurarea activităţii
Pagina | 153
Anexă – Indicatori de performanță
CONTUL DE PROFIT ŞI
PIERDERE [Mil RON]
VENITURI OPERAŢIONALE
TOTAL VENITURI
OPERATIONALE (A1+A2)
▲%
Operarea Sistemului
Costuri de Personal
Materiale si Consumabile (piese
Schimb, Combustibili, Altele)
Alte Costuri si provizioane
Servicii de Sistem Tehnologice
Piata de Echilibrare (passB3. Amortizare
TOTAL COSTURI
▲%
EBIT
EBIT %
EBITDA
EBITDA %
C. CHELTUIELI FINANCIARE
REZULTATUL FINANCIAR
EBT
Impozit pe Profit
Profit Net
2011
1,205
1,927
3,132
2012
2013
BVC
2013 e
2014
2015
2016
2017
1,170
1,598
2,768
1,332
1,455
2,788
1,226
1,343
2,569
1,256
1,480
2,736
1,289
1,461
2,750
1,323
1,442
2,765
1,358
1,425
2,783
-11.62%
0.73%
-7.18%
6.49%
0.52%
0.57%
0.63%
(788)
(290)
(219)
(156)
(779)
(311)
(173)
(170)
(877)
(342)
(219)
(172)
(782)
(316)
(177)
(169)
(747)
(287)
(158)
(173)
(744)
(284)
(168)
(174)
(751)
(283)
(178)
(172)
(752)
(281)
(183)
(171)
(8)
(13)
(54)
0
(48)
(1,871)
(681)
(1,189)
(298)
(2,956)
(12)
(24)
(78)
0
(30)
(1,455)
(535)
(920)
(341)
(2,674)
-0.40%
114
4.1%
455
16.3%
(9)
(22)
(61)
(5)
176
6%
473
15%
(9)
(12)
(55)
0
(48)
(1,591)
(523)
(1,068)
(315)
(2,685)
-9.18%
83
3.0%
398
14.4%
(1,371)
(582)
(789)
(348)
(2,500)
-6.87%
69
2.7%
417
16.2%
(10)
(25)
(55)
(0)
(40)
(1,480)
(480)
(1,000)
(382)
(2,609)
4.36%
126
4.6%
509
18.6%
(10)
(15)
(55)
(0)
(39)
(1,461)
(461)
(1,000)
(402)
(2,607)
-0.09%
143
5.2%
545
19.8%
(10)
(15)
(55)
(0)
(37)
(1,442)
(442)
(1,000)
(422)
(2,615)
0.33%
150
5.4%
572
20.7%
(10)
(15)
(55)
(0)
(37)
(1,425)
(425)
(1,000)
(450)
(2,626)
0.42%
157
5.6%
607
21.8%
(32)
(36)
(69)
(24)
(59)
(66)
(70)
(76)
143
(33)
110
47
(13)
34
45
(16)
29
45
(16)
29
67
(10)
57
77
(12)
65
80
(12)
68
80
(12)
68
Pagina | 154
SITUAŢIA POZIŢIEI FINANCIARE
[Mil RON]
Active imobilizate
Imobilizari corporale
Imobilizari corporale in curs
Imobilizari necorporale
Imobilizari financiare
Amortizare BAR TT
Amortizare BAR TSSF
Amortizare alte
Total active imobilizate
2011
2012
1-Jan-11 1-Jan-12
####### #######
3,063
469
72
52
3,091
593
51
52
3,656
Active circulante
Stocuri
Creante
Disponibilitati banesti
Total active circulante
2013 e
2014
2015
2016
2017
1-Jan-13 1-Jan-14 1-Jan-15 1-Jan-16 1-Jan-17
31-Dec-13 ####### ####### 31-Dec-16 31-Dec-17
3,787
3,241
599
47
52
(154)
(12)
(14)
3,760
3,756
599
47
52
(484)
(36)
(42)
3,893
4,300
599
47
52
(832)
(62)
(69)
4,035
4,904
599
47
52
(1,200)
(88)
(97)
4,217
5,526
599
47
52
(1,592)
(118)
(125)
4,389
42
1,174
305
1,520
40
823
295
1,158
40
791
559
1,389
37
749
576
1,363
30
753
590
1,374
30
756
607
1,393
30
762
612
1,405
TOTAL ACTIVE
5,176
4,945
5,149
5,256
5,409
5,610
5,794
DATORII SI CAPITALURI PROPRII
Capitaluri proprii
Capital social
Prima de emisiune
Rezerve legale
Rezerve din reevaluare
Alte rezerve
Patrimoniu public
Rezultat reportat
Rezultatul perioadei
Total capitaluri proprii
1,092
0
44
750
53
1
374
110
2,424
1,092
0
46
730
53
1
475
34
2,431
1,092
0
46
699
53
0
511
29
2,429
1,092
0
48
699
53
0
514
57
2,462
1,092
0
51
699
53
0
533
65
2,492
1,092
0
54
699
53
0
555
68
2,520
1,092
0
57
699
53
0
574
68
2,543
Datorii pe termen lung
Venituri inregistrate in avans
Imprumuturi pe termen lung
Obligatiuni
Datorii privind impozitele amanate
Beneficii ale angajatilor
Total datorii pe termen lung
365
1,126
0
33
0
1,524
543
1,146
0
41
23
1,753
579
956
200
35
23
1,793
579
770
400
35
23
1,807
579
577
600
35
23
1,814
579
415
750
35
23
1,803
579
285
900
35
23
1,823
1,205
2
0
735
2
0
712
(4)
1
675
28
1
678
7
1
680
33
1
686
12
1
1
0
20
1,228
15
0
8
761
15
1
202
926
14
1
268
987
14
1
402
1,103
14
1
558
1,288
14
1
714
1,428
5,176
4,945
5,149
5,256
5,409
5,610
5,794
Datorii curente
Furnizori si alte obligatii
Dividende de plata
Impozitul pe profitul curent
Alte impozite si obligatii pentru
asigurarile sociale
Provizioane pentru litigii
Imprumuturi pe termen scurt
Total datorii curente
TOTAL DATORII SI CAPITALURI
PROPRII
Pagina | 155
SITUAŢIA FLUXURILOR DE TREZORERIE
[Mil RON]
EBITDA
Impozitul pe profit curent
Alte venituri/cheltuieli financiare
Modificari ale capitalului de lucru
Flux de numerar operational
Investiţii
Realizare sediu central
Vanzari spatii si terenuri
Lucrari de investitii in RET
Total investitii
Total
Perioada
2,351
(41)
11
340
2,661
2013
2014
2015
2016
2017
1-Jul-13
1-Jan-14
1-Jan-15
1-Jan-16
1-Jan-17
31-Dec-13
31-Dec-14
31-Dec-15
31-Dec-16
31-Dec-17
119
509
545
572
607
5
(10)
(12)
(12)
(12)
13
(2)
(1)
0
1
314
37
(15)
26
(23)
451
534
517
586
573
(86)
16
(2,477)
(2,546)
0
0
(262)
(262)
(29)
8
(495)
(515)
(29)
8
(523)
(544)
(29)
0
(575)
(603)
0
0
(622)
(622)
115
190
18
(27)
(17)
(49)
Finantat cu:
Imprumut bancar
Emisiune de obligatiuni
Total finantari
565
900
1,465
52
200
252
67
200
267
134
200
334
156
150
306
156
150
306
Fonduri disponibile pentru plata datoriei
bancare (CFADS)
1,580
442
285
307
289
257
(768)
0
0
(97)
(46)
(159)
(144)
(1,214)
(97)
0
0
(25)
(6)
0
0
(129)
(186)
0
0
(25)
(8)
(24)
(24)
(268)
(193)
0
0
(20)
(9)
(36)
(35)
(293)
(162)
0
0
(15)
(10)
(45)
(40)
(272)
(130)
0
0
(11)
(12)
(54)
(45)
(252)
313
246
559
17
559
576
14
576
590
17
590
607
5
607
612
Flux de numerar inainte de finantare
Datoria bancara
Plati de principal
Plati linii de credit
Plati la maturitate obligatiuni
Dobanzi la credite pe termen lung
Dobanzi la credite pe termen scurt
Dobanzi aferente obligatiuni
Plata dividende
Total plati
Flux net de numerar
Sold initial
Sold final
366
246
Situațiile financiare estimate prezentate mai sus au scopul de a oferi o dimensiune
cantitativă strategiei de administrare a Cosiliului de Supraveghere pentru mandatul 20132017 și au o valoare orientativă. Numeroasele acte normative emise in ultimile luni de către
autoritatea de reglementare (ANRE), alături de alte elemente de schimbare, vor conduce
fără îndoială la necesitatea unor actualizări ale cifrelor estimate, care urmează a fi tratate pe
larg in Planul de Management al Directoratului.
Deși toți indicatorii sunt importanți și se constituie într-o totalitate unitară cu privire la evoluția
performanței și poziției financiare a Companiei, unii indicatori sunt mai reprezentativi la nivel
strategic. Aceștia fac parte din obiectivele și criteriile de performanță monitorizate de către
Consiliul de Supraveghere din perspectiva asigurării unui nivel de satisfacție sporit din
partea diferitelor părți interesate (stakeholders).
Schimbările introduse direcției actuale de dezvoltare a Companiei, prin prezentul Plan de
Administrare, de către Consiliul de Supraveghere, sunt traduse în obiective strategice ce
determină un exercițiu de inovare managerială a Companiei în sensul accelerării de
programe majore de investiții pentru modernizarea și dezvoltarea RET și de creștere a
nivelului de integrare și cooperare internațională pentru dezvoltarea durabilă a Companiei.
Pagina | 156
Pagina | 157

PLANUL DE ADMINISTRARE AL CNTEE TRANSELECTRICA SA

Transcription

Similar documents

Founding members VEF Board Members Honorary members

CNTEE TRANSELECTRICA SA RAPORT ANUAL 2013

Strategia de Dezvoltare a Agriculturii și Mediului Rural din Moldova

30 septembrie - Ministerul Muncii

Raport de evaluare a guvernantei sistemului public de CDI din

ITIL glossary and abbreviations Romana

în viteza a doua: comerţul intracomunitar al româniei